Entregable Sam-103.pdf

INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO DIRECCIÓN DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN DIRECCIÓN REGIONAL SUR GERENCIA DE ATENCION A CLIENTES DE PRODUCCIÓN DEPARTAMENTO DE SISTEMAS FLUYENTES Y ARTIFICIALES DE PRODUCCIÓN F. 54453 “EVALUACIÓN TECNICA Y OPTIMIZACION DE SISTEMAS ARTIFICIALES DE PRODUCCIÓN”

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OPERADORA: SUBSIDIARIA: REGION: ACTIVO DE PRODUCCION: CAMPO: No. POZO: CONDICION POZO: CORRIDA:

Petróleos Mexicanos Exploración y Producción Subdirección Regional Sur Samaria Luna SAMARIA 103 Pozo Verticalizado CCP Primera

“ANÁLISIS DE PRODUCTIVIDAD PARA LA APLICACIÓN Y DISEÑO DEL SAP OPTIMO PARA EL POZO SAMARIA-103 (ESTADO ACTUAL CCP) DEL ACTIVO DE PRODUCCION SAMARIA LUNA DE PEP” M. I. Juan Urbina Hernández

Ing. José Rogelio Villaseñor González Firma Responsable IMP de la Ingeniería de Diseño

Firma Revisión Jefe Proyecto IMP

Ing. José Luis Hernández Martínez Firma Revisión Supervisor PEMEX

Elaborado por: José Rogelio Villaseñor González Validado por: Juan Urbina Hernández Revisado por: José Luis Hernandez Martínez

Página 1 de 22 No. Folio: F54453-2012-0801 Fecha Revisión: Enero – Diciembre 2012

-4400

-4300

CN-0141

INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO DIRECCIÓN DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

-3900

-4 70 0

-4500

0

CN-0015

-40 00

CN-0118

-350 0

-3000

CN-1113

CN-1021

-3100

CN-5013

CN-0029Re -3200 0 -330 CN-1013 0 -340 CN-5023 0 -350 IR-51

00 -37

-4100

-3600

DIRECCIÓN REGIONAL SUR 0 50 -3 GERENCIA DE ATENCION A CLIENTES DE PRODUCCIÓN CN-1025_St CN-0014 CN-0010A DEPARTAMENTO DE SISTEMAS CN-0012AFLUYENTES Y ARTIFICIALES DE PRODUCCIÓN CN-0011 F. 54453 “EVALUACIÓN TECNICA Y OPTIMIZACION DE SISTEMAS ARTIFICIALES DE PRODUCCIÓN”

CN-0018A

CN

CN-1027

CN-0010 CN-1011 “ANÁLISIS DE PRODUCTIVIDAD PARA LA APLICACIÓN Y DISEÑO DEL SAP OPTIMOCN-0013 PARA EL POZO IR-6266 SAMARIA-103 (ESTADO ACTUAL CCP) DEL ACTIVO DE PRODUCCION SAMARIA LUNA IR-1168 DE PEP” -3 80 0

00 37

IR-1163

-4300

0 -420

ANTECEDENTES.

0 -360

0 10 -4

-42 00

-3900

00 -41

SA-0163

-4400

00 -42

-39 00

00 -45

-4100

-4400

-3 80 0

0 -400

-4000

0 00 -4

-4300

0 -430

-4200

0 60 -4

0 40 -4

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0 90 -4

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-3700

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-48 00

00 -47

0 -470

-38 00

00 -39

-460 0

-4300

-470 0

-4500

0 70 -4

00 -46

bloques SA-0167 2A, 3A y 3D con falla normal con dirección NOSA-0169 SE, al E con el limite estructural que lo dividen del bloque IR-1163_St3 SA-0162B El SAP de BEC a nivel mundial, ha probado ser eficiente 2C por falla norma de dirección NE-SO, yIR-0168 por ultimo y rentable; entre sus características están la de producir colindando al Sur con los limites estructuralesIR-2166 que IR-1 volúmenes considerables de fluido, bajo una amplia lo dividen del bloque 1A con falla normal de dirección IR-0158A SA-0152 variedad de condiciones de flujo del pozo conSA-0153 un amplio NE-SO (identificada como un falla con alta movilidad de SA-0155 SA-0159A SA-0157A rango de profundidades y conSA-0151A aplicaciones exitosas en agua de formación); con su objetivo productor actual en donde se tiene porcentajes altos de gas libre a la KS (4,235 Md, 4210 mV), localizado en la parte más SA-0159 IR-0 profundidad de colocación de la bomba. Por tal motivo somera del anticlinal sobre el bloque 2B, sobre el centro en México este sistema debe ser considerado como una de un anticlinal con rumbo NE-SO (producto de opción para aplicarse en campos terrestres o marinos. esfuerzos compresivos del NO-SE), dentro de un alto estructural delimitado por un tren de fallas normales con IR-1158 SA-0145 SA-0143A SA-0147 SA-0149 SA-0545 La Región Sur de PEP cuenta con una gran cantidad de transmisibilidad (lo que significa que el comportamiento IR-0148 campos maduros, de yacimientos de hidrocarburos, que de los fluidos del bloque está afectados por los bloques dependen en gran parte de la aplicación de SAPs, en adyacentes) y saltos de falla de 200 m con dirección especial del Bombeo Neumático (BN). Sin embargo la NE-SO y otra con saltos de fallas de 200 con dirección eficiencia de este sistema cada vez es menor, NO-SE (Figura No. 1, 2 y 3). principalmente por el incrementoSA-0132 de producción de agua, SA-0131 SA-0137A la declinación de la presión del yacimiento y la saturación operativa de la Red de suministro de gas para el SAP de SA-1129 SA-0123 BN. SA-7109 SA-7123 SA-0165

SA-0161

-4800

-4700

-4800

0 -470

0 -460

-4500

00 -45

-510 0

-500 0

-4 80 0

SA-7028

S

-43 00

-45 00

-4100

-44 00

-4 70 0

-4000

0 80 -4

00 -42

-4200

-4300

-440 0

-4200

-4700

0 30 -4

00 -42

-4300

-4100

-4200

SA-1196

SA-0096A

SA-0098

SA-7092

SA-6092 -4100

SA-0100

SA-0096

SA-0091

SA-6084 SA-0091A

SA-009

-4200

-430 0

-4300

SA-6091

SA-0092Re

SA

SA-0095

SA-0092

SA-0094 ANALISIS DE PRODUCTIVIDAD INTEGRAL -4600

800

-4300

Actualmente el Activo de Producción Samaria Luna SA-7027 SA-0126 SA-0125 SA-01 SA-0122 SA-7121 SA-0123A SA-0124 el (APSL), específicamente departamento de SA-0127D SA-2129 Productividad de Pozos DPP, administra y supervisa el SA-6117 SA-6115 SA-7125 SA SA-0121A contrato de servicios relacionados con la obra No. SA-6111 425021805 “Servicios de Optimización e Implementación SA-1113 SA-2129_BH1 del Sistema Artificial de Producción (SAP) de Bombeo SA-7117 SA-0113 Electrocentrifugo (BEC) en los Campos de la Región SA-0116 SA-0111 SA-0112 SA-0115 SA-0114 Sur” por el periodo 2011-2014; para lo cual contrato el SA-0118 SA-0117 SA-1113Re SA-6112 apoyo de personal técnico especializado del Instituto S Mexicano del Petróleo (IMP) bajo el Proyecto F. 54453 SAM-103 SA-2103_St SA-0105ARe SA-6101 “Evaluación Técnica y Optimización de SistemasSA-5112 SA-0103 Artificiales de Producción en Pozos del ActivoSA-0112B Integral SA-0105A SA-7114 Samaria Luna”. Como parte de los alcances del Proyecto SA-0108 SA-0106 SA-0101 SA-7104 SA-2103 SA-01 SA-5111_St2 IMP F. 54453 se realizó el “AnálisisSA-0104A de la Factibilidad de SA-0102A Aplicación y Diseño del SAP de BEC del pozo SA-7013 SA-7022 SAMARIA-103 del Activo Samaria Luna de PEP”; el cual SA-1196Re SA-6093 SA-5081 se desarrolla a continuación en el presente estudio SA-1103 SA-0093 SA-5104 SA-6102 técnico: 0 -450

A-0290

-4300

0 70 -4

-4600

0110

0 40 -4

-4400

-4200

-49 00

-5 00 0

-520 0

-4600

SA-7095 SA-1 El pozo SAMARIA-103 (X= 491,020.44 & Y= 1, SA-1081 SA-0082Re 989,936.93, referenciado a su profundidad objetivo SA-0084A SA-0085 S SA-0083 SA-0086A SA-0081 original;SA-0090 No. UWI= 20579285), se perforo el agujero SA-0088 principal del 22/07/1973 al 03/04/1974; terminándose y SA-0082 SA-6081Figura No.1 SA-5085 puesto a producción en Mayo de 1974. Esta localización SA-0590 SA-7076 SA es parte del CAJB (en la parte central del mismo), dentro El sistema petrolero se encuentra ubicado SA-1173 en el del Campo Samaria, formando parte integral del bloque Mesozoico, dentro de Cretácico Medio (KM) al inicio de SA-1 SA-2185 geológico SA-0072 SA-0280 estructural 2B (en la parte E del bloque), SA-0071 SA-0074 SA-0078 su explotación y actualmente solo del Cretácico Superior colindando al O con el limite estructural del CAJB, al (KS). (Véase Figura No. 4 y 5); inicialmente produjo en SA-0073A Norte con los limites estructurales que lo dividen de los SA-0076B SA Abril de 1974 con el intervalo 4,410 – 4,433 mD (4,385 – SA-0080A -4100

0 20 -4

-4300

-4400

-4000

-4500

00 -41

00 -46

-4200

0 -440

0 -450

-4 20 0

-4 70 0

-4300

-46 00

-4 70 0

-46 00

-4 50 0

-44 00

SA-0066

SA-0064A

Página 2 de 22 Folio: F54453-2012-0801 SA-0061 SA-0063 Fecha Revisión: Enero – Diciembre 2012 No. SA-0062A

SA-0064B

-4 40 0

00 -43

0 -470

-4800

Elaborado por: José Rogelio Villaseñor González Validado por: Juan Urbina Hernández SA-0068A SA-0070 Revisado por: José Luis Hernandez Martínez SA-0270

5 -4

INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO DIRECCIÓN DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN DIRECCIÓN REGIONAL SUR GERENCIA DE ATENCION A CLIENTES DE PRODUCCIÓN DEPARTAMENTO DE SISTEMAS FLUYENTES Y ARTIFICIALES DE PRODUCCIÓN F. 54453 “EVALUACIÓN TECNICA Y OPTIMIZACION DE SISTEMAS ARTIFICIALES DE PRODUCCIÓN”

4,408 mV) en KM (SCALLOP 2 1/8", 1 (T=xx) c/m y obturándolo en Enero 1995); en Mayo de 1978 se disparo de 4,345 – 4,365 mD (4,320 – 4,340 mV) en KS (SCALLOP 2 1/8", 1 (T=xx) c/m y obturándolo en Diciembre 2005); Actualmente tiene los intervalos abierto; primeramente de 4,255 – 4,280 mD (4,230– 4,255 mV) en KS (Power Spiral 2 1/8", 13 (T=xx) c/m, Fase 60° abierto en Noviembre 2003 a la Fecha) y posteriormente se anexo de 4,195 – 4,210 mD (4,170 – 4,185 mV) en KS (Power Spiral 2 1/8", 20 (T=204) c/m, Fase 45° abierto en Enero 2006 a la Fecha).

SA-0102A

m

774.12 m

-4000

SA-0101

1055.8 m

SA-0103

1078.0 m

SA-1103

774.41 m

KS Intervalo con posibilidades 4149-4161 md

-4200

-4100

Intervalos propuestos KS4100-4110 md 4120-4139 md 4163-4178 md

ENE-06

4195-4210 md KS1

-4200

ENE-07 NOV-03

KS

ENE-07

4255-4288 md KS2

ENE-07

DIC-03 C.F. X ALTO % DE AGUA

MAY-73

-4300

KM

4320-4332 md OCT-08

MAY-78

NE

DIC-89

-4400

ABR-74

-4300

ENE-07

ABR-96

DIC-05

C.F. X ALTO % DE AGUA

AISL.X PROD. AGUA

SECCION ESTRUCTURAL

-4000

KS

-4100

FEB-04

SO

m

479.6 m

KM

ENE-95

-4400

AISL.X PROD. AGUA

SA-81

SA-1103

SA-103

SA-115

SA-117

(Proy)

-4500

-4500

Figura No. 5 El pozo es considerado como Vertical (Véase Figura No. 6), ya que se controló intencionalmente el grado de inclinación, el rumbo y el desplazamiento lateral para llegar al objetivo por debajo de los 10° de inclinación; es vertical hasta la profundidad de 4,450 mD.

KS1 KS1 KS2

KS1.5

KS3 KS4 KS5

KS

KS1

KS2 KS2.5

KS1.5

KS3 KS4 KS5

KS2 KS3

Cretácico med.

KS5

Cretácico med.

KM

KS4

CAA 4538 NE

DIRECCIONAL SAMARIA-103 SO

DESPLAZAMIENTO (m) 0

Figura No.2

400

800

1200

1600

2000

0

2400

2800

3200

3600

4000

DESPLAZAMIENTO HORIZONTAL 1

SECCIÓN ESTRUCTURAL

SA-1103

SA-103

NE

SA-115

SA-117

500

SA-127

Proyectado

DIRECCIÒN S / N

1 SO

1 1 0 0

1000

0

4205 – 4216 (tvdss) Ene 07 Abierto KS3 4223 – 4244 (tdvss) Ene 07 Abierto KS3

-4200

-4100

0

-4500

PROFUNDIDAD (m)

-4400

-4300

1500

-4600 -4700 -4800

SA-1103 Qo: 1779 bl/d RGA: 364 m3/m3 Fw: 1.98 % Gas for: 3.64 mmpcd Fecha: 25-Feb-2008

SA-117 Qo: 2442 bl/d RGA: 467 m3/m3 Fw: 16 % Gas for: 6.40 mmpcd Fecha: 12-Feb-2008

SA-103 Pozo cerrado. 22-Mar-06

730 m

727 m

SA-0091A

542 m

SA-6084

SA-127 Pozo taponado por accidente mecánico.

3000 463 m

SA-6093

SA-0103

Figura No. 3

-4000

3500 KS

KS

KS KS2 SA-0091A KS3

-4240 -4080

SA-6084 KS2

KS3 303m.

KS

KS

390m. KS2 KS

KS3 SA-1103

KS2

SA-6093 282m.

KS2 KS3

SA-0103

NE

543m. KS

4000

KS3

1

1

0

0

0

0

200

200

200

400

400

400

600

600

800

800

800

1000

1000

1000

1200

1200

1200

1400

1400

1400

1600

1600

1600

1800

1800

1800

2000

2000

2000

2200

2200

2200

2400

2400

2400

2600

2600

2600

2800

2800

2800

3000

3000

3000

3200

3200

3200

3400

3400

3400

3600

3600

3600

3800

3800

3800

4000

4000

4000

4200

4200

4200

4400

4400

4400

4600

4600

4600

90

AZIMUT (°) 180 270

360

600

KS2

KS

-4320 -4160

1

DESVIACION (°) -1 4 9 14 19 24 29 34 39 44

SEVERIDAD (° x C/30 M ) 0 1 Abierto KS2

2500

S0

1

DIRECCIÓN W / E

2000

-4160 -4000

0

4216 – 4236 (tvdss) Dic 06 Abierto KS2

Abierto KS3 Abierto KS3

-4080

0

KS

KS2 KS3

KS3

KS2 KS KS2 KS3 SA-1103

-4400 -4240

4500

ELABORÓ: PROYECTO IMP F. 54453 x VILLASEÑOR

KS3 KS2

Figura No. 6

KS3

-4480 -4320

-4400

KS KS_1 KS_1.5

KS_2 KS_2.5 KS_3

KS_5 KM KI

KI_2 KI_2.5 KI_3

-4480

Zone 13 SA-0091A SA-0103 Pozo / Unidad

KS KS_1 KS_1.5

KS_2 KS_2.5 KS_3

KS_5 KM KI

KI_2 SA-91A KI_2.5 SA-6084 KI_3 SA-1103 SA-6093 SA-103

KS 98.9 106.4 79.2

SA-0105ARe SA-1103 SA-5111ST2

KS1

KS1.5

Zone 13 133.9 98.9 SA-0091A 83 116.5 SA-0103 26.4 36.5

SA-6084 SA-6093

KS2

KS2.5

SA-0105ARe 118.9 136.9 SA-1103 102.3 128 SA-5111ST2 36.7 52.5

KS3

SA-6084 135.9 SA-6093 129 59.6

67

67

89.4

84.4

72.2

76.6

-4166.9

-4166.9

-4201.9

-4229.9

-4267.9

-4284.9

Figura No. 4 Elaborado por: José Rogelio Villaseñor González Validado por: Juan Urbina Hernández Revisado por: José Luis Hernandez Martínez

La columna Estratigráfica tipo se presenta en la Figura No. 7 y las propiedades petrofísicas presentes en la formación de los intervalos productores, visualizadas de manera cualitativa en el registro procesado ELAN de la Figura No. 8, son del orden de Ǿ= 4-7%, K= 20-230 mD y Sw= 15-35%; también se observan posibles zonas de interés. Página 3 de 22 No. Folio: F54453-2012-0801 Fecha Revisión: Enero – Diciembre 2012

INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO DIRECCIÓN DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN DIRECCIÓN REGIONAL SUR GERENCIA DE ATENCION A CLIENTES DE PRODUCCIÓN DEPARTAMENTO DE SISTEMAS FLUYENTES Y ARTIFICIALES DE PRODUCCIÓN F. 54453 “EVALUACIÓN TECNICA Y OPTIMIZACION DE SISTEMAS ARTIFICIALES DE PRODUCCIÓN”

Columna Estratigráfica Tipo AMBIENTES SEDIMENTARIOS SAMARIA

ILD

NM

CUENCA

PLAT

KS 318

GR

CUN-IRIDE-OXIAC.-PLAT

•

KS – Mayormente formado por sedimentos de cuenca con algunos flujos de escombros y por lo tanto, propiedades petrofísicas de menor calidad (Cunduacán y Oxiacaque). Presenta casquete de gas.

•

KM - Mejor tipo y calidad de roca, por tratarse mayormente de sedimentos de plataforma, que cubre todo el Campo Samaria y parte sur de Iride.

•

KI - Sedimentos de cuenca con algunos flujos de escombros al norte y al sur. Tipo y calidad de roca no tienen valores altos de porosidad y permeabilidad, sin embargo el alto grado de fracturamiento contribuye a la producción.

KS

SAMARIA CUN-IRIDE-OXIAC. -PLAT

KM

PLAT

CUENCA

NM

KM

313

KI SAMARIA-CUN-IRIDE-OXIAC. RAMPA EXTERNA-CUENCA

KI

NM

253

CUN-IRIDE-OXIAC. RAMPA EXTERNA-CUENCA

JST

JST

NM

90

CUN-IRIDE-OXIAC.

JSK

NM

JSK

•

JST - Roca generadora, principalmente compacta por tratarse de sedimentos de cuenca. Cuando se encuentra raramente fracturada hacia la cima es productor de hidrocarburos.

•

JSK - Solo se conoce en los Campos Iride, Cunduacán y Oxiacaque, siendo productor en estos dos últimos campos, donde se encuentra dolomitizado y fracturado.

31 RAMPA INTERNA (PLANICIE DE MAREA)

JSO

JSCALL PROPIEDADES PETROFÍSICAS PROMEDIO DE LAS UNIDADES LITO ESTRATIGRÁFICAS EN LA LOCALIZACIÓN SAMARIA 7114 UNIDAD

ESPESOR PROM. (m)

LITOLOGÍA

Phie(%)

Sw (%)

Vcl (%)

%(Impregnación)

K (mD)

Zona de bajo contenido arcilloso, algunos intervalos con volumen de arcilla hasta de 35%.

64%

16-20

Zona muy arcillosa, volúmenes de hasta 55%.

23%

Baja

Zona con bajo contenido de arcilla, pocos estratos arcillosos.

65%

16-20

Moderado contenido de arcilla, con volúmenes hasta de 20%, pocos valores mayores.

54%

Baja

KS1

21

Caliza, en algunas zonas Zonas porosas (4-7%), 15-40%, pocos valores ligero contenido de intercaladas con zonas de mayores asociados a los dolomía, algunos estratos baja porosidad (<4%) estratos arcillosos. de arcilla

KS1.5

31

Caliza, en algunas zonas ligero contenido de dolomía, con alto contenido de arcilla.

KS2

25

Caliza parcialmente dolomitizada, con pequeñas y escasas zonas ligeramente arcillosas.

KS2.5

22

KS3

67

Caliza parcialmente Zonas porosas 4-9%, con 5-40%, regular dolomitizada con algunos <5%, algunos valores intercalación de zonas de concentración de pequeños estratos hasta de 15% baja porosidad <4%. valores mayores de 40% ligeramente arcillosos

82%

16-20

KS5

48

Caliza, en pequeñas zonas esta parcialmente Zona de baja porosidad dolomitizada, alto efectiva contenido de illita.

5%

Baja

Intervalos arcillosos de baja porosidad efectiva, con algunos intervalos porosos de 4-6%.

> 95%, ligera concentración de valores entre 20-40%.

Intervalos porosos (4-7%), algunos valores hasta de 13%, frecuencia 15-40% considerable en los valores menores de 4%.

Caliza parcialmente >40%, regular dolomitizada con <4%, pequeños intervalos concentración de moderado contenido de porosos (4-5%) valores menores de 40%. arcilla.

>95%, valores de saturación altos asociados al alto contenido de arcilla.

Volumen de arcilla hasta de 55%

Figura No. 7

Buenas propiedades petrofísicas

así como NO se podrá evidenciar la presencia de zonas aisladas con regular cemento, y los posibles canales francos que comunican estratos por arriba y por debajo de las zonas de interés, (no se puede descartar el riesgo de una la posible canalización de fluidos por detrás de la TR comunicados al pozo por el intervalo inferior abierto), al igual NO se podrá descartar un mal sello hidráulico del retenedor p/ TR 5” @ 4285 mD. Se realizo la simulación de la eficiencia de los disparos realizados al pozo en los intervalos 4,410 – 4,433 mD (4,385 – 4,408 mV) en KM (SCALLOP 2 1/8", 1 (T=xx) c/m Fase 0° y obturándolo en Enero 1995); en Mayo de 1978 se disparo de 4,345 – 4,365 mD (4,320 – 4,340 mV) en KS (SCALLOP 2 1/8", 1 (T=xx) c/m, Fase 0°,y obturándolo en Diciembre 2005); Actualmente tiene los intervalos abierto; primeramente de 4,255 – 4,280 mD (4,230– 4,255 mV) en KS (Power Spiral 2 1/8", 13 (T=xx) c/m, Fase 60° abierto en Noviembre 2003 a la Fecha) y posteriormente se anexo de 4,195 – 4,210 mD (4,170 – 4,185 mV) en KS (Power Spiral 2 1/8", 20 (T=204) c/m, Fase 45° abierto en Enero 2006 a la Fecha); realizada con el software SPAN, observándose que en los intervalos 4,410 – 4,433 mD y 4,345 – 4,365 mD, no existió una buena penetración, que garantizara la comunicación del yacimiento con el pozo debido al tipo de pistolas utilizadas; en cambio en los intervalos 4,255 – 4,280 mD y 4,195 – 4,210 mD se comprueba que la máxima penetración en la formación que se obtiene con las pistolas utilizadas es de 12.46 pg., con un diámetro de agujero disparado de 0.41 pg., garantizando así lograr una buena comunicación entre la formación y la tubería de revestimiento, esperando el menor daño mecánico posible. (Véase Figura No. 9)

Regulares propiedades petrofísicas Malas propiedades petrofísicas Company: PEMEX

Company: PEMEX

Well: SAM-103

Well: SAM-103

Effective Total Skin vs Shot Density 510

Perforating System

2-1/8" Domed Scallop, 25J UltraJet, HMX, 6.5 g 0 deg 7.5

410

6

4.5

310

3

1.5

0

210 Effective Total Skin

0

110

1.5

10 3

Rock Type: Limestone Rock UCS: 12738 Overburden Stress: 14423 Reservoir Pressure: 6444

psi psi psi

Brine Cement Damaged Zone Formation

4.5

6

0

4

8

12

16

20

Shot Density (shot/m) Phasing Shots Offset kc/k Crush Form Pen/Dia (shot/m) (deg) (in) Avg (in) 0 (360) 13.1 0 1.00 0.5 3.813/0.3219

Perforating System(s) 2-1/8" Domed Scallop, 25J UltraJet, HMX

7.5

Formation

Angle (deg) 0 Average

Clearance Total Pen Form Pen (in ) (in ) (in ) 1.14 4.93 3.81 1.14 4.93 3.81

Form Dia (in ) 0.32 0.32 AOF (in ²/m)

Csg EH Dia (in ) 0.19 0.19 0.36 at 13.1 shot/m

API: Pen 13.52 in , EH Dia 0.25 in , RP43 5th Ed.

Company: PEMEX

Completion

kh: kh/kv: Bulk Density: Rock UCS: Overburden: Reservoir: kd/k: Well Damage:

27.0 9.00 2.60 12738 14422 6444 0.20 5

md

Vertical Well Perforated Completion Formation Thickness (TVD): Perforated Length: re/rw: Flow Rate:

g/cm3 psi psi psi

Company: PEMEX

Well: SAM-103

23.0 23.0 4239.85 8000.0

m m STB/day

in

Well: SAM-103

Effective Total Skin vs Shot Density

Perforating System

510

2-1/8" Domed Scallop, 25J UltraJet, HMX, 6.5 g

Results are based on API and other test data of Schlumberger perforating systems as well as computer modeling of perforated completions. The results are provided in good faith without warranty

0 deg 7.5

SPAN Version 7.03 © Copyright 2004 Schlumberger

File: C:\Program Files\SPAN 7.03\S103(4385-4408mV).SP7

410

6

4.5

3

310 1.5

0

210

SPAN Version 7.03 © Copyright 2004 Schlumberger

File: C:\Program Files\SPAN 7.03\S103(4385-4408mV).SP7

0

El pozo NO cuenta con un registro de cementación de tipo CBL-VDL-USIT, del cual se puede interpretar de manera cualitativa con ALTO grado de certidumbre, la POSIBLE adherencia del cemento con la formación y la TR en general, de los intervalos abiertos y propuestos; Elaborado por: José Rogelio Villaseñor González Validado por: Juan Urbina Hernández Revisado por: José Luis Hernandez Martínez

1.5

3

Rock Type: Limestone Rock UCS: 12738 Overburden Stress: 14423 Reservoir Pressure: 6444

psi psi psi

Brine Cement Damaged Zone Formation

4.5

6

7.5

Angle Clearance Total Pen Form Pen (deg) (in ) (in ) (in ) 0 1.14 4.93 3.81 Average 1.14 4.93 3.81

Effective Total Skin

Figura No. 8

Results are based on API and other test data of Schlumberger perforating systems as well as computer modeling of perforated completions. The results are provided in good faith without warranty

110

10 0

4

8

2-1/8" Domed Scallop, 25J UltraJet, HMX

Form Dia (in ) 0.32 0.32 AOF (in ²/m)

Csg EH Dia (in ) 0.19 0.19 0.36 at 13.1 shot/m

API: Pen 13.52 in , EH Dia 0.25 in , RP43 5th Ed.

12

16

20

Shot Density (shot/m)

Perforating System(s)

Formation kh: kh/kv: Bulk Density: Rock UCS: Overburden: Reservoir: kd/k: Well Damage:

Phasing Shots Offset kc/k Crush Form Pen/Dia (shot/m) (deg) (in) Avg (in) 0 (360) 13.1 0 1.00 0.5 3.813/0.3219

Completion 27.0 9.00 2.60 12738 14422 6444 0.20 5

md g/cm3 psi psi psi

Vertical Well Perforated Completion Formation Thickness (TVD): Perforated Length: re/rw: Flow Rate:

20.0 20.0 4239.85 6000.0

m m STB/day

in

Página 4 de 22 No. Folio: F54453-2012-0801 Fecha Revisión: Enero – Diciembre 2012 Results are based on API and other test data of Schlumberger perforating systems as well as computer modeling of perforated completions. The results are provided in good faith without warranty

File: C:\Program Files\SPAN 7.03\S103(4320-4340mV).SP7

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SPAN Version 7.03

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INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO DIRECCIÓN DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN DIRECCIÓN REGIONAL SUR GERENCIA DE ATENCION A CLIENTES DE PRODUCCIÓN DEPARTAMENTO DE SISTEMAS FLUYENTES Y ARTIFICIALES DE PRODUCCIÓN F. 54453 “EVALUACIÓN TECNICA Y OPTIMIZACION DE SISTEMAS ARTIFICIALES DE PRODUCCIÓN” Company: PEMEX

Company: PEMEX

Well: SAM-103

Well: SAM-103

Effective Total Skin vs Shot Density

Perforating System

40

2-1/8" Power Spiral, 2-1/8" Power Spiral, HMX, 14.5 g 0 deg 15 12

32 9

6

24

3

0

16

Effective Total Skin

0

3

6

Rock Type: Limestone Rock UCS: 12738 Overburden Stress: 14423 Reservoir Pressure: 6444

Brine Cement Damaged Zone Formation

9

psi psi psi

12

8

0 0

4

8

15

Clearance Total Pen Form Pen (in ) (in ) (in ) 0 1.08 12.46 11.35 60 1.08 12.46 11.35 120 1.08 12.46 11.35 180 1.08 12.46 11.35 240 1.08 12.46 11.35 300 1.08 12.46 11.35 Average 1.08 12.46 11.35

Form Dia (in ) 0.41 0.41 0.41 0.41 0.41 0.41 0.41 AOF (in ²/m)

16

20

Phasing Shots Offset kc/k Crush Form Pen/Dia (shot/m) (deg) (in) Avg (in) 60 13.0 0 0.80 0.5 11.35/0.4121

Perforating System(s) Csg EH Dia (in ) 2-1/8" Power Spiral, 2-1/8" Power Spiral, HMX 0.24 0.24 Formation 0.24 kh: 27.0 md 0.24 kh/kv: 9.00 0.24 Bulk Density: 2.60 g/cm3 0.24 Rock UCS: 12738 psi Overburden: 14422 psi 0.24 Reservoir: 6444 psi 0.59 at 13.0 shot/m kd/k: Well Damage: Company: PEMEX

API: Pen 27.20 in , EH Dia 0.32 in , 19B 1st Ed.

Company: PEMEX

12

Shot Density (shot/m)

Angle (deg)

Well: SAM-103

0.20 5

Completion Vertical Well Perforated Completion Formation Thickness (TVD): Perforated Length: re/rw: Flow Rate:

25.0 25.0 4239.85 2000.0

m m STB/day

in Well: SAM-103

Perforating System

Effective Total Skin vs Shot Density

2-1/8" Power Spiral, 2-1/8" Power Spiral, HMX, 14.5 g

30

0 deg 15 Results are based on API and other test data of Schlumberger perforating systems as well as computer modeling of perforated completions. The results are provided in good faith without warranty

12

24

SPAN Version 7.03 © Copyright 2004 Schlumberger

9

File: C:\Program Files\SPAN 7.03\S103(4230-4255mV).SP7 6

3

18

Results are based on API and other test data of Schlumberger perforating systems as well as computer modeling of perforated completions. The results are provided in good faith without warranty 0

SPAN Version 7.03 © Copyright 2004 Schlumberger

File: C:\Program Files\SPAN 7.03\S103(4230-4255mV).SP7

12 0

6

Rock Type: Limestone Rock UCS: 12738 Overburden Stress: 14423 Reservoir Pressure: 6444

Brine Cement Damaged Zone Formation

9

psi psi psi

12

Effective Total Skin

3

6

0

15

0

Angle (deg) 0 45 90 135 180 225 270 315 Average

Clearance Total Pen Form Pen (in ) (in ) (in ) 1.08 12.46 11.35 1.08 12.46 11.35 1.08 12.46 11.35 1.08 12.46 11.35 1.08 12.46 11.35 1.08 12.46 11.35 1.08 12.46 11.35 1.08 12.46 11.35 1.08 12.46 11.35

Form Dia (in ) 0.41 0.41 0.41 0.41 0.41 0.41 0.41 0.41 0.41 AOF (in ²/m)

4

8

12

16

20

Shot Density (shot/m) Csg EH Dia (in ) Phasing Shots Offset kc/k Crush Form Pen/Dia Perforating System(s) 0.24 (shot/m) (deg) (in) Avg (in) 2-1/8" Power Spiral, 2-1/8" Power Spiral, HMX 0.24 45 19.7 0 0.80 0.5 11.35/0.4121 0.24 0.24 Formation Completion 0.24 kh: 27.0 md Vertical Well 0.24 kh/kv: 9.00 Perforated Completion 0.24 Bulk Density: 2.60 g/cm3 Formation Thickness (TVD): 25.0 m 0.24 Rock UCS: 12738 psi Perforated Length: 25.0 m Overburden: 14422 psi re/rw: 4239.85 0.24 6444 psi Flow Rate: 2000.0 STB/day 0.89 at 19.7 shot/m Reservoir: kd/k: Well Damage:

API: Pen 27.20 in , EH Dia 0.32 in , 19B 1st Ed.

Company: PEMEX

Fue completado con una configuración mecánica convencional de TR corta o liner de 5” (18 lbs/ft P-110) a la P.T. de 4,450 mD, (P.I. actual a 4,295 mD.), perforando el agujero principal con barrena de OD= 6 1/2”, una sola B.L. de 5” a 3,836 mD., seguida de una TR de explotación de 7 5/8” (35 lbs/ft P-110) corrida a superficie y una TP de 3 1/2” (9.2 lbs/ft TRC-95 MVAM) @ 1,876 mD, en combinación con TP de 3 1/2” (9.2 lbs/ft N-80 MVAM) @ 3,839 mD (extremo de la zapata guía), con dos mandriles de bolsillo de 3 ½”, el mas somero @ 2,999 (con tapón alojado) y el ultimo @ 3,737 (con válvula de oricio con puerto de ∅= 20/64”); se tiene un empacador hidráulico recuperable THR para TR de 7 5/8” (35 lbs/ft) a 3,817 mD., una camisa cerrada de circulación deslizable de 3 ½” XDH (9.2 lbs/ft) a 3,797 mD y considerándose para análisis un NMD a 4235 mD. de los dos intervalos abiertos actualmente (NMD 4,210 mV.); véase Figura No. 10.

0.20 5

in

Company: PEMEX

Well: SAM-103

Well: SAM-103

Effective Total Skin vs Shot Density

Perforating System

30

2-1/8" Power Spiral, 2-1/8" Power Spiral, HMX, 14.5 g 0 deg 15

Results are based on API and other test data of Schlumberger perforating systems as well as computer modeling of perforated completions. The results are provided in good faith without warranty

12

SPAN Version 7.03 © Copyright 2004 Schlumberger

24 File: C:\Program Files\SPAN 7.03\S103(4230-4255mV).SP7

9

Results are based on API and other test data of Schlumberger perforating systems as well as computer modeling of perforated completions. The results are provided in good faith without warranty 6

SPAN Version 7.03 © Copyright 2004 Schlumberger

File: C:\Program Files\SPAN 7.03\S103(4230-4255mV).SP7 3

18

0

PERFORACIÓN Y MANTTO. DE POZOS DEPTO. DE DISEÑO DE POZOS DISTRITO REFORMA

OBJETIVO: RME No. 1 Del 7 de Febrero al 24 de Marzo de 1995. Se obturó el intevalo 4433-4410 m, por encontrarse invadido por agua salada, dejando abierto el intervalo productor 4365-4345 m, quedó el pozo con aparejo de producción de 3 1/2" con válvulas de bombeo neumático. RMA Del 7 de Noviembre del 2003 Anexar el intervalo 4255-4280 m. RMA Del 25 de Enero al 2 de Febrero del 2004 Anexar el intv. 4195-4210 m (KS), c/Pist. 2 1/8”, 13 c/m, F-60º, Explotar el pozo conjuntamente con los intv's. abiertos 4345-4365 y 4255-4280 m (KS). Estimular RMA No. 5: Del 5 de diciembre de 2005 al 4 de Marzo de 2006 Obturó el intervalo 4345-4365 m del horizonte KS. Re-disparó los intervalos de 4255-4280 y 41954210 m.

12

3

6

Rock Type: Limestone Rock UCS: 12738 Overburden Stress: 14423 Reservoir Pressure: 6444

Brine Cement Damaged Zone Formation

9

psi psi psi

12

Effective Total Skin

0

0

15

0

Angle (deg) 0 45 90 135 180 225 270 315 Average

Clearance Total Pen Form Pen (in ) (in ) (in ) 1.08 12.46 11.35 1.08 12.46 11.35 1.08 12.46 11.35 1.08 12.46 11.35 1.08 12.46 11.35 1.08 12.46 11.35 1.08 12.46 11.35 1.08 12.46 11.35 1.08 12.46 11.35

Form Dia (in ) 0.41 0.41 0.41 0.41 0.41 0.41 0.41 0.41 0.41 AOF (in ²/m)

4

8

12

16

20

Shot Density (shot/m) Csg EH Dia (in ) Phasing Shots Offset kc/k Crush Form Pen/Dia Perforating System(s) 0.24 (shot/m) (deg) (in) Avg (in) 0.24 2-1/8" Power Spiral, 2-1/8" Power Spiral, HMX 45 19.7 0 0.80 0.5 11.35/0.4121 0.24 0.24 Formation Completion 0.24 kh: 27.0 md Vertical Well 0.24 kh/kv: 9.00 Perforated Completion 0.24 Bulk Density: 2.60 g/cm3 Formation Thickness (TVD): 15.0 m 0.24 Rock UCS: 12738 psi Perforated Length: 15.0 m 0.24 Overburden: 14422 psi re/rw: 4239.85 0.89 at 19.7 shot/m Reservoir: 6444 psi Flow Rate: 2000.0 STB/day kd/k: Well Damage:

API: Pen 27.20 in , EH Dia 0.32 in , 19B 1st Ed.

0.20 5

File: C:\Program Files\SPAN 7.03\S103(4170-4185mV).SP7

DENSIDAD

505 2538 3936 4450

Bent. 1.18 X 50 L.S.E. 1.18 X 50 E.I. 1.29 - 1.56 L.S.E. 1.29 X 60

PROF. (m)

PARAJE SOLO

AFLORA

FILISOLA

1857

CONCEPCIÓN SUP.

2196

EOCENO

3035

File: C:\Program Files\SPAN 7.03\S103(4170-4185mV).SP7

ENCANTO

3755

CRETÁCICO SUP.

4160

CRETÁCICO MEDIO

4450

10 3/4"

10 3/4

SPAN Version 7.03 © Copyright 2004 Schlumberger

505 - 0000

16"

2534 -0000

7 5/8"

3936 - 0000

5"

4449 - 3826

Elaborado por: José Rogelio Villaseñor González Validado por: Juan Urbina Hernández Revisado por: José Luis Hernandez Martínez

INTERVALOS DISPARADOS FORM. PORO. SW

OBSERVACIONES Obturado

4410-4433 KS

4365-4345

6

2540 m

T.P. 3 ½” PROF.

TIPO

SPAN Version 7.03 © Copyright 2004 Schlumberger

INTERV.

505 m

DISTRIBUCION DE TR'S

Results are based on API and other test data of Schlumberger perforating systems as well as computer modeling of perforated completions. The results are provided in good faith without warranty

El pozo tiene una condición actual de Cerrado Con Posibilidades, fue productor de aceite crudo mediano 3 (°API = 28, 0.8871 grs/cm ), Gas (SG=0.7976) y Agua (S= 140,000 ppm SW= 1.07579); dentro de la caracterización del fluido del yacimiento del pozo en cuestión, se analizo la RGA que produjo el pozo 3 estimada por tendencia en 230 m /m3, igualmente se selecciono el PVT que cumpliera con las validaciones respectivas (prueba de condiciones de recombinación, densidad, desigualdad, balance de materia y función Y), seleccionado así, un estudio realizado con muestra preservada recuperada de fondo del pozo SAMARIA-101 con fecha de Diciembre de 1975. Subsecuentemente se aplico el método de corrección y/o ajuste de los datos obtenidos de la prueba diferencial a condiciones flash o de separador, obteniéndose los datos ajustados de 3 3 2 Rs=209.01 m /m , Pb= 324.89 kg/cm , Bo= 1.640 (Pb) y µo= 0.38 cp (Pb); sin presencia de alto contenido de H2S = 1.25 % mole y CO2= 1.71 % mole (calibración multipunto para el modelado en software de flujo multifasico). Results are based on API and other test data of Schlumberger perforating systems as well as computer modeling of perforated completions. The results are provided in good faith without warranty

PROF.

in

Figura No. 9

16"

COLUMNA DE LODOS

COLUMNA GEOLOGICA 6

FORMACION

SAMARIA 103 ESTADO MECÁNICO FINAL

25

Obturado

4255-4280

Abierto Power Spiral 2 1/8” 20 c/m, fase 45º

4195-4210

Abierto Power Spiral 2 1/8” 20 c/m, fase 45º

Mandril 3 ½” C/Tapón

Mandril 3 ½” C/Val. Orf. 20/64” Camisa 3 ½” Emp. THR Rec. p/TR 7 5/8” 413-06 B.L. 5"

Extremo TP 3 ½” 7 5/8"

2999 m

3737 m 3797 m 3817 m 3823.30 m 3826 m 3839 m 3936 m

APAREJO DE PRODUCCION DE (m)

A (m)

3839.00 3838.80 3819.00 3817.00 3798.00 3797.00 3739.00 3737.00 3002.00 2999.00 1376.00 1876.56 0004.00 0.00

DESCRIPCION

ZAPATA GUIA CON ASIENTO EXPUL. 2 T.T.P. 3 1/2", N-80, 9.2 lb/pie, MVAM EMP. REC. THR P/T.R. DE 7 5/8” 2 T.T.P. 3 1/2", N-80, 9.2 lb/pie, MVAM CAMISA DESLIZABLE DE 3 ½”, XDH CERRADA 6 T.T.P. 3 1/2", N-80, 9.2lb/pie, MVAM 1 MANDRIL DE BOLSILLO 3 ½” c/VALV. DE ORIF. 20/64” 77 T.TP 3 1/2", N-80, 9.2 lb/pie, MVAM 1 MANDRIL DE BOLSILLO 3 ½” c/TAPON 170 T.TP 3 1/2", N-80, 9.2 lb/pie, MVAM 144 T.TP 3 1/2", TRC-95, 9.2 lb/pie, MVAM 1 T.TP 3 1/2", TRC-95, 9.2 lb/pie, MVAM EMR

4195-4210 m REDISPARADOS

ACTUALIZADO EL 27 DE MARZO DE 2006

4255-4280 m P.I.

4295 m 4345-4365 m

Mercury "K"

4390.14 m 4410 - 4433 m

P.I.

4436 m

P.T. 5"

4450 m

Figura No. 10

Página 5 de 22 No. Folio: F54453-2012-0801 Fecha Revisión: Enero – Diciembre 2012

INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO DIRECCIÓN DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN DIRECCIÓN REGIONAL SUR GERENCIA DE ATENCION A CLIENTES DE PRODUCCIÓN DEPARTAMENTO DE SISTEMAS FLUYENTES Y ARTIFICIALES DE PRODUCCIÓN F. 54453 “EVALUACIÓN TECNICA Y OPTIMIZACION DE SISTEMAS ARTIFICIALES DE PRODUCCIÓN” ANALISIS DE CORRELACION DE PRESIONES ESTATICAS PARA EL BLOQUE GEOLOGICO- ESTRUCTURAL 2B @ 4200 mV. DEL POZO SAMARIA-103 500

4,500 PRON-Pws

450

ULT-PUNTOS Pws

400

INTERVALO

4,400

MAXIMA

350 4,300

MINIMA

PFE (Kg/cm2)

300 250

4,200

200 4,100 150 100 4,000

145 Kg/Cm2 @ SEPTIEMBRE DE 2012 50

DECLINACION DE 3.48 Kg/cm2 3,900 22/11/2013

22/11/2012

23/11/2011

23/11/2010

23/11/2009

23/11/2008

24/11/2007

24/11/2006

24/11/2005

24/11/2004

25/11/2003

25/11/2002

25/11/2001

25/11/2000

26/11/1999

26/11/1998

26/11/1996

27/11/1995

27/11/1994

27/11/1993

27/11/1992

28/11/1991

28/11/1990

28/11/1989

28/11/1988

29/11/1987

29/11/1986

29/11/1985

29/11/1984

30/11/1983

30/11/1982

30/11/1981

30/11/1980

01/12/1979

01/12/1978

01/12/1977

01/12/1976

02/12/1975

02/12/1974

26/11/1997

ELABORÓ: PROYECTO IMP F. 54453 x VILLASEÑOR

0 02/12/1973

El campo presentó como presión inicial del yacimiento de 504 kg/cm2 al plano de referencia establecido en 4200 m. La presión del campo fue declinando, ya para el año 1977 se encontró por debajo de la presión de saturación (318.5 kg/cm2). En septiembre de 1997 se inició un proceso de recuperación secundaria por inyección de agua en el campo Samaria-Cunduacán, que bien pudiera haber influenciado en el comportamiento de presión del campo donde se observa un leve mantenimiento de presión a partir del año 1980. No obstante, la presión del campo fue declinando y para 1997 la presión del yacimiento se encontró en el orden de 210 kg/cm2. A partir de 1997 se incrementó la tasa de declinación de la presión y para el año 2004 reportaba valores de 160 Kg/cm2. En noviembre de 2006 inicio un proceso de inyección de gas amargo en el campo Oxiacaque y en julio de 2008 de igual manera comenzó un proceso de recuperación secundaria por inyección de N2 en los campos Cunduacán-Oxiacaque. Actualmente la presión promedio del yacimiento se encuentra alrededor de 130 kg/cm2 con base al gráfico de presión del campo.

Fecha

Figura No. 12 ANALISIS DE CORRELACION DE PRESIONES ESTATICAS PARA EL BLOQUE GEOLOGICO- ESTRUCTURAL 2B @ 4400 mV. DEL POZO SAMARIA-103 500

4,500 PRON-Pws

450

ULT-PUNTOS Pws

4,400

INTERVALO

400

MAXIMA

350

ANALISIS DE CORRELACION DE PRESIONES ESTATICAS PARA EL BLOQUE GEOLOGICO- ESTRUCTURAL 2B @ 4200 mV. DEL POZO SAMARIA-103 500

4,500 PRON-Pws

450

ULT-PUNTOS Pws

400

INTERVALO

PFE (Kg/cm2)

300 250

4,200

200 4,100 150 100 4,000

450 Kg/Cm2 @ ENERO DE 1976 50

DECLINACION DE 3.48 Kg/cm2 3,900 22/11/2013

22/11/2012

23/11/2011

23/11/2010

23/11/2009

23/11/2008

24/11/2007

24/11/2006

24/11/2005

24/11/2004

25/11/2003

25/11/2002

25/11/2001

25/11/2000

26/11/1999

26/11/1998

26/11/1996

27/11/1995

27/11/1994

27/11/1993

27/11/1992

28/11/1991

28/11/1990

28/11/1989

28/11/1988

29/11/1987

29/11/1986

29/11/1985

29/11/1984

30/11/1983

30/11/1982

30/11/1981

30/11/1980

01/12/1979

01/12/1978

01/12/1977

01/12/1976

02/12/1973

02/12/1974

02/12/1975

26/11/1997

ELABORÓ: PROYECTO IMP F. 54453 x VILLASEÑOR

0

Fecha

Figura No. 13 ANALISIS DE CORRELACION DE PRESIONES ESTATICAS PARA EL BLOQUE GEOLOGICO- ESTRUCTURAL 2B @ 4400 mV. DEL POZO SAMARIA-103 500

4,500 PRON-Pws

450

ULT-PUNTOS Pws

400

INTERVALO

4,400

MAXIMA

350 4,300

MINIMA

300 250

4,200

200 4,100 150 100

4,400

4,000

160 Kg/Cm2 @ SEPTIEMBRE DE 2012 50

MAXIMA

DECLINACION DE 3.48 Kg/cm2 3,900 22/11/2013

22/11/2012

23/11/2011

23/11/2010

23/11/2009

23/11/2008

24/11/2007

24/11/2006

24/11/2005

24/11/2004

25/11/2003

25/11/2002

25/11/2001

25/11/2000

26/11/1999

26/11/1998

26/11/1997

26/11/1996

27/11/1995

27/11/1994

27/11/1993

27/11/1992

28/11/1991

28/11/1990

28/11/1989

28/11/1988

29/11/1987

29/11/1986

29/11/1985

29/11/1984

30/11/1983

30/11/1982

30/11/1981

30/11/1980

01/12/1979

01/12/1978

01/12/1977

01/12/1976

4,200

02/12/1973

250

ELABORÓ: PROYECTO IMP F. 54453 x VILLASEÑOR

0 02/12/1974

4,300

MINIMA

300

02/12/1975

350

PFE (Kg/cm2)

4,300

MINIMA

PFE (Kg/cm2)

El comportamiento de presiones de fondo estáticas (PFE) del pozo, se obtuvo caracterizando mediante el análisis de los datos de tomas de información de PFE disponibles, correlacionándolos geológica/estructural y por propiedades de los fluidos producidos, con los pozos del Bloque al que pertenece el pozo en cuestión, llevándolo al plano de referencia del nivel medio de los disparos (NMD) 4,235 mD. (4,210 mV.) para la unidad 2 KS (Septiembre de 2012 Pfe@NMD= 145 Kg/cm y una 2 declinación anual de 3.48 Kg/cm , interpolando para la 2 fecha de Febrero de 2003 Pfe@NMD= 178 Kg/cm Véase Figura No. 11 y 12) y 4,422 mD (4396 mV) para la unidad de KM (Septiembre de 2012 Pfe@NMD= 160 2 2 Kg/cm y una declinación anual de 3.48 Kg/cm , interpolando para la fecha de Enero de 1976 Pfe@NMD= 2 450 Kg/cm Véase Figura No. 13 y 14); para el ajuste del modelo de flujo multifasico, para definir el comportamiento de afluencia del pozo.

Fecha 200 4,100

Figura No. 14

150 100 4,000

178 Kg/Cm2 @ FEBRERO DE 2003 50

DECLINACION DE 3.48 Kg/cm2

Fecha

Figura No. 11 Elaborado por: José Rogelio Villaseñor González Validado por: Juan Urbina Hernández Revisado por: José Luis Hernandez Martínez

3,900 22/11/2013

22/11/2012

23/11/2011

23/11/2010

23/11/2009

23/11/2008

24/11/2007

24/11/2006

24/11/2005

24/11/2004

25/11/2003

25/11/2002

25/11/2001

25/11/2000

26/11/1999

26/11/1998

26/11/1996

27/11/1995

27/11/1994

27/11/1993

27/11/1992

28/11/1991

28/11/1990

28/11/1989

28/11/1988

29/11/1987

29/11/1986

29/11/1985

29/11/1984

30/11/1983

30/11/1982

30/11/1981

30/11/1980

01/12/1979

01/12/1978

01/12/1977

01/12/1976

02/12/1975

02/12/1974

02/12/1973

26/11/1997

ELABORÓ: PROYECTO IMP F. 54453 x VILLASEÑOR

0

Para el caso de la estimación del comportamiento de presiones de fondo dinámicas (PFD) del pozo, la cual depende de las caídas de presión del sistema, se considero de forma directa, una toma de información de un registro PFD por estaciones de tipo Presión y Temperatura de Abril de 2004 (para evaluar los intervalos de KS), obteniéndose así al plano de Página 6 de 22 No. Folio: F54453-2012-0801 Fecha Revisión: Enero – Diciembre 2012

INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO DIRECCIÓN DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN DIRECCIÓN REGIONAL SUR GERENCIA DE ATENCION A CLIENTES DE PRODUCCIÓN DEPARTAMENTO DE SISTEMAS FLUYENTES Y ARTIFICIALES DE PRODUCCIÓN F. 54453 “EVALUACIÓN TECNICA Y OPTIMIZACION DE SISTEMAS ARTIFICIALES DE PRODUCCIÓN”

referencia del nivel medio de los disparos (NMD) de 4,235 mD (4,210 mV); pudiéndose calcular la 2 Pfd@NMD= 268 @ 139C Kg/cm (Véase Figura No. 15). Como se empleara el modelo de Darcy para definir el IPR del pozo en cuestión, no será necesario definir la caída de presión entre la presión del yacimiento y la presión fluyente @ NMD (como se requiere con el modelo voguel); ya que el modelo de Darcy define el potencial del pozo en función de la k, e, rw, Pyac y el área drene. SERVICIOS A POZOS Línea de Acero UNIDAD OPERATIVA DE

BASE OPERATIVA RE FORMA

POZO:

SAMARIA 103

ESTADO DEL POZO:

FECHA:

24 DE ABRIL DEL 2004

INTERVALOS DISPARADOS

FLUYENTE 4345-4365

PROF. INTERIOR: 4374 MTS.

MAN D R ILE S D E 3 1/ 2" A: 1873, 2152,

EXTREMO DE T. P.3 1/2" A 3837 MTS.

2322, 2360 MT S .

BOCA LINER:

REGISTRADOR:

5" A 3823 MTS.

REDUCCIÓN MIN.: NO

FACTOR:

CAMISA:

NO

TEMP. SUP.

COMBINACIÓN:

NO

TEMP. FONDO

GRA . C 115

PRESIÓN DE SUP. PRESIÓN DE FONDO: EMPACADOR

MV 3 1/ 2" A 3823 MT S .

89548 0.125939

GRA. C

12.59

KG/CM

165.36

KG/CM

BR ID A 3 1/ 8" R -35 D E 5000 P S I

OBSERVACIONES: Calibró con cortador de 1 29/32" a 4365 mts. Bajó con 3 barras de tungsteno de 1 11/16".

PROFUNDIDAD METROS

LECTURA Mil-Plg

PRESION KG/CM2

INCREMENTO KG/CM2

GRADIENTES KG/CM2/M

0

100.00

12.59

0.00

0.0000

1000

299.00

37.66

25.06

0.0251

2000

514.00

64.73

27.08

0.0271

3000

787.00

99.11

34.38

0.0344

4000

1169.00

147.22

48.11

0.0481

4245

1313.00

165.36

18.14

0.0740

El pozo Samaria-103 inició su explotación con gastos iniciales en el orden de 7459 bpd de aceite, 10.53 mmpcd de gas y 0% de agua. En mayo de 1978 se adicionó un intervalo de KS3: 4345-4365 m (4320-4340 mv), después de este trabajo se observó un incremento aproximado de 2000 bpd adicionales. El pozo siguió produciendo y en septiembre de 1989 comenzó a incrementar la producción de agua y en marzo de 1995 durante un trabajo de reparación mayor con equipo se obturó la unidad de KM. Después de este trabajo el pozo mejoró la producción mostrando 1980 bpd de aceite, 1.51 mmpcd de gas y 5.2 % de agua. El pozo continuó produciendo de KS3 presentando un avance gradual del agua y en noviembre de 2003 se disparó el intervalo de KS2: 4255-4280 m (4230-4255 mv). Después de disparar KS2 se observó un incremento de la producción de aceite de aproximadamente 320 bpd adicionales. En febrero de 2004 se adicionó KS1: 4195-4210 m (41704185 mv). Después de este trabajo no se observó cambios apreciables en la producción de aceite. Sin embargo, el flujo fraccional de agua se redujo en un 5 % aproximado. El 19 de diciembre de 2005 durante un trabajo de reparación mayor con equipo se obturó KS3 con retenedor y se realizó forzamiento de cemento a través del intervalo de KS3: 4345-4365 m y se redisparó los intervalos de KS2:4255-4280 m y KS1: 4195-4210 m. Adicionalmente se realizó una estimulación acida-no acida y se efectuó un fracturamiento acido (Enero a Marzo 2006). A pesar de este trabajo no se logró inducir efectivamente el pozo a producción presentando así un bajo aporte; cabe mencionar que se implemento a la par una Sarta de Velocidad (SV) con TF de 1 ½” @ 4100 mD produciendo entre el espacio anular entre TF y TP, la cual no fue suficiente debido al ato corte de agua presente en el pozo (%CA=90%). (Véase Figura No. 16)

14.80426 162.03

Figura No. 15 Registró: Lore nzo Mora le s H e rná nde z

Ca lculó: T e c. Ange l Izquie rdo Ca lcá ne o

El pozo cuenta con una Np= 73,010.4 Mbbl, Wp= 3,007.9 Mbbl y una Gp= 97,816.9 Mmmpc, hasta su cierre por IAS (Invasión de Agua Salada) en MARZO del 2006; producía preferencialmente, hasta antes de su cierre, por la rama del árbol de la TP estrangulado a 7/8” con un porta-estrangulador marca FIP y contaba con la implementación de un SAP de BNC con MTC a boca de pozo, el cual fue perdiendo eficiencia operativa traducida en la modificación de patrones de flujo inestables por los cambios de velocidades de las fases, reflejada en el comportamiento irregular de presiones de descarga en la cabeza del pozo (cartas manométricas); como resultado del incremento de los porcentajes de flujo fraccional de agua producidos en su momento y el efecto de incremento en el resbalamiento de líquidos sobre el área de flujo. Elaborado por: José Rogelio Villaseñor González Validado por: Juan Urbina Hernández Revisado por: José Luis Hernandez Martínez

Figura No. 16 Página 7 de 22 No. Folio: F54453-2012-0801 Fecha Revisión: Enero – Diciembre 2012

INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO DIRECCIÓN DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN DIRECCIÓN REGIONAL SUR GERENCIA DE ATENCION A CLIENTES DE PRODUCCIÓN DEPARTAMENTO DE SISTEMAS FLUYENTES Y ARTIFICIALES DE PRODUCCIÓN F. 54453 “EVALUACIÓN TECNICA Y OPTIMIZACION DE SISTEMAS ARTIFICIALES DE PRODUCCIÓN”

La historia del comportamiento de producción se presenta en las Figura No. 17 y 18, para el periodo 1974 - 2006; en la cual se observa que al pozo lo mantuvieron con una moderada frecuencia de medición (información más reciente de 2003 – 2006, anterior a esta se tiene en “tarjetas amarilla” de pozo). Activo Integral Samaria Luna

Np =

Historia de Producción Pozo SA-0103

Wp =

73010.421 3007.893

Gp =

97816.996 Mmmpcd

3000

80

2250

60

1500

40

750

20

Fw ( % )

100

0 100000000000

24000000

80000000000

18000000

60000000000

1200

12000000

40000000000

600

6000000

20000000000

0

0

2400

1800

Gp ( cf )

30000000 Qg ( pc/d )

RGA ( scm/m3 )

Mbpd

3750

0 3000

Mbpd

Agua Lab

Wp ( Mbbl )

Complejo Antonio J. Bermúdez Productividad de Pozos Ultimo Edo. Oper: CSP

Para el análisis del origen del mecanismo de invasión del flujo fraccional del agua producida durante el periodo de 2003 a 2006 (véase Figura No. 19), se partió del uso de la metodología de los gráficos de CHAN, que de forma cualitativa se puede interpretar por medio de las tendencias de los perfiles graficados de la Relación Agua – Petróleo (RAP) y la Derivada de la RAP, presentes en la Figura No. 20.

0

18000

75000000

60000000

Ql ( bbl/d )

Qo ( bbl/d )

14000 12000

45000000

10000 8000

Np ( bbl )

16000

30000000

6000 4000

15000000

2000 0

0

1974 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 Elaboró: Grupo SAP IMP F. 54453 x Villaseñor Fecha

SNIP

Figura No. 17

10 5

1200

1 0.5

800

0.1 0.05

400

0.01 0.005

0

0 2.5

2002

03

04

05

06

07

08

09

10

11

12

800

1.5

600

1.0

400

0.5

03

04

05

06

07

08

09

10

11

12

2 1

A 1

2

0.01

A

0.001

3200 2400

400

1600

0.0001

0.00001

800

1 8

0 2002

03

04

05

06

07

08

09

10

11

12

5

10

Np ( bbl )

Wp ( Mbbl )

7

10

4

6

10

10 5

10

3

10

4

10 10 10 10

3

10

2 1

10

Gp ( Mmmpc)

0

2

1

1974 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12

AFORO

Fecha

Elaboró:Grupo SAP IMP F.54453 x Villaseñor

Figura No. 18 Actualmente se encuentra cerrado con posibilidades a partir del 22-03-2006 por presentar problemas de recirculación del Qginy retirando MTC de la locación (Ql= 382 bpd, m3/m3, Qo= 33 bpd, Qgf= 0.5 mmpcd, %FW= 90%, Pcab= 9.5 kg/cm2, Piny=105, RGA= 350 kg/cm2, RGL= 110 m3/m3 y un Qginy= 1.5 mmpcd); hasta antes de su fecha de cierre el pozo se mantenía con SAP de BNC inyectando gas a un Qginy= 1.5 mmpcd a una 2 Piny= 105 kg/cm por medio de MTC a boca de pozo por medio de una TF de 1 ½” @ 4100 mD (como sarta de velocidad), produciendo por el espacio anular entre TF y TP. Elaborado por: José Rogelio Villaseñor González Validado por: Juan Urbina Hernández Revisado por: José Luis Hernandez Martínez

B

0.1

4000

600

200

Exponencial (WOR')

B

0 2002

800

10

Polinómica (WOR)

200

0.0 1000 Qo (bpd)

0.001 1000

2.0

RGL (m3/m3)

20

WOR'

10

WOR, WOR'

1600

WOR 100

RAP

100 50 RAG

2000

RGA (m3/m3)

Historia de Producción Pozo: SA-0103

Ql (bpd)

Qgf (mmpcd)

40

Qw (bpd)

60

Qginy (mmpcd)

% Fraccion de Agua

80

Agua Laboratorio

100

GRAFICO DE DIAGNOSTICO DE COMPORTAMIENTO DE INVASION DE AGUA (CHAN)

Mbbl Np: 73010.421 Mbbl Wp: 3007.893 Gp: 97816.996 mmpc

Activo Integral Samaria Luna

RGIL (m3/m3)

Complejo Antonio J. Bermúdez Productividad de Pozos Sistema de Produccion: CSP_AFW

Figura No. 19

10

100

Tiempo Acomulado de Produccion (dias)

1000

10000 PROYECTO IMP F. 54453 x VILLASEÑOR

Figura No. 20 En el comportamiento definidos por la WOR y la WOR’ presenta un comportamiento característico de CANALIZACION RAPIDA, producto de la POSIBLE MALA cementación primaria presente en el pozo, lo cual ocasiona la NO adherencia del cemento con la tubería de revestimiento, originando la formación de canales de flujo en el cemento que permiten que el agua fluya por detrás de la tubería de revestimiento a las perforaciones de los intervalos disparos, debido a una falla, fractura o un mal cemento presente en el tapón de cemento (TxC) que define la actual profundidad interior (PI), ocasionando el incremento de la producción de agua en el pozo; se observa un periodo de estabilización en 90% del flujo fraccional de agua por la probable invasión en su totalidad de las capas inferiores de mayor permeabilidad (Marzo 2006). Página 8 de 22 No. Folio: F54453-2012-0801 Fecha Revisión: Enero – Diciembre 2012

INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO DIRECCIÓN DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN DIRECCIÓN REGIONAL SUR GERENCIA DE ATENCION A CLIENTES DE PRODUCCIÓN DEPARTAMENTO DE SISTEMAS FLUYENTES Y ARTIFICIALES DE PRODUCCIÓN F. 54453 “EVALUACIÓN TECNICA Y OPTIMIZACION DE SISTEMAS ARTIFICIALES DE PRODUCCIÓN”

Productividad de Pozos

Area de Analisis: SA-0103

COMPLEJO ANTONIO J. BERMUDEZ Analisis del Comportamiento de Agua Salinidad de Laboratorio, % Fraccion de Agua (Lineal) & Gravedad API (Lineal) vs Fecha (Lineal)

200000

35.0

100

Axis 1 Salinidad Lab SA-0103 Axis 2 SA-0103 CA Agua Lab. Axis 3

Dato de Salinidad de Laboratorio

Gravedad API

API SA-0103

160000

28.0

80

120000

60

80000

40

7.0

40000

20

0.0

0

21.0

14.0

2002

03

04

05

06

Fecha: 08/17/2012

07

08

09

10

Fecha

11

12

% Fraccion de Agua

El pozo Samaria-103 inició su explotación en abril de 1974 de la unidad de KM. En mayo de 1978 se adicionó la unidad de KS3. En marzo de 1995 se forzó cemento en KM con retenedor a 4390 m y se dejó abierto el intervalo de KS3. En el la Figura No. xx se muestra el análisis stiff correspondiente para el pozo en cuestión, los valores de muestreo de agua eran del orden del CA=20% y salinidad que va entre 120,000-140,000 ppm (Véase Figura No. 21).

0

Elaboro: Grupo IMP de Diseño de SAP F.54453 x Villaseñor

Figura No. 22 De haber contado con un esquema de producción administrado para el presente pozo en estudio, y de acuerdo al análisis grafico realizado mediante la comparación cualitativa de los perfiles graficados de declinación de la tasa de aceite vs. tiempo acumulado de producción, se observa que el pozo pudo haber producido por un periodo de 800 a 3500 días aproximadamente, hasta alcanzar el limite económico fijado (LE) de 50 bpd, previéndose una recuperación de 125,000 a 300,000 barriles para un WOR=10.5 (%FW= 95) como se estima del grafico de WOR vs Acumulado de Aceite presentado en las Figuras No. 24 y No. 25. DECLINACION TASA DE ACEITE vs. TIEMPO ACOMULADO 10000

En noviembre de 2003 en el momento que se adiciona el intervalo de KS2 no se observa cambios en los valores de salinidad ni en los porcentajes de agua. A partir de enero de 2004 cuando se adiciona KS1, el porcentaje de agua tiende a disminuir y la salinidad de manera contradictoria presentó un leve incremento. Es a partir de enero de 2005 cuando comienza a incrementar rápidamente la producción de agua y los valores de salinidad tienden a disminuir, se infiere que para este periodo de producción se encuentre influenciado el comportamiento por agua de inyección. En noviembre de 2005 el pozo llegó a mostrar 75 % de agua y salinidad en el orden de 100,000 ppm. En diciembre de 2005 durante un trabajo de reparación con equipo se obturó KS3 a través del forzamiento de cemento con retenedor y se redisparó los intervalos de KS2 y KS1. Realizó estimulación acida y no acida y realizó fracturamiento. No obstante, después de este trabajo el pozo siguió mostrando alta producción de agua. Las últimas muestras de laboratorio disponibles indicaban porcentajes de agua de 59-90 % y salinidad en el orden de 35,000 ppm. (Véase Figura No. 22) Elaborado por: José Rogelio Villaseñor González Validado por: Juan Urbina Hernández Revisado por: José Luis Hernandez Martínez

100

ESTADO ACTUAL Δ=0 Dias @ LE 50 bpd 10

ESCENARIO PESIMISTA Δ= 800 Dias @ LE 50 bpd

ESCENARIO OPTIMISTA Δ= 3300 Dias @ LE 50 bpd 1

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

Tiempo Acomulado de Produccion (dias)

4000

4500

5000

PROYECTO IMP F. 54453 x VILLASEÑOR

Figura No. 23 WOR vs. ACOMULADO DE ACEITE

100

10 ESTADO ACTUAL POZO CERRADO WOR= 10.5 (FW=95%) @ Δ= 0 bpd

WOR

Figura No. 21

Tasa de Aceite (bpd)

1000

1

0.1

0.01 0

250000

500000

750000 1000000 1250000 1500000 1750000 2000000 2250000 2500000 2750000 3000000 3250000 3500000

Acomulado de Aceite (bpd)

PROYECTO IMP F. 54453 x VILLASEÑOR

Figura No. 24 Página 9 de 22 No. Folio: F54453-2012-0801 Fecha Revisión: Enero – Diciembre 2012

INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO DIRECCIÓN DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN DIRECCIÓN REGIONAL SUR GERENCIA DE ATENCION A CLIENTES DE PRODUCCIÓN DEPARTAMENTO DE SISTEMAS FLUYENTES Y ARTIFICIALES DE PRODUCCIÓN F. 54453 “EVALUACIÓN TECNICA Y OPTIMIZACION DE SISTEMAS ARTIFICIALES DE PRODUCCIÓN”

DEFINICIÓN DE IPR O POTENCIAL DEL POZO Con la información analizada, se desarrollo un modelo de flujo multifasico, en el software institucional manejado por el APSL de PEP “Prosper de PETEX” y PIPESIM de Schlumberger; que nos permitiera reproducir las caídas de presión y temperatura del sistema para los escenarios presentes y futuros; así como los gastos de fluidos a través de sus áreas de flujo para el tipo de complementación CONVENCIONAL. Para la determinación del “potencial del yacimiento por IPR”, partiendo del modelo de completación Vertical del análisis multicapa del pozo, dado que actualmente tiene dos intervalos abiertos (KS), considerándose el escenario futuro de RMA S/E, al presentar dos intervalos por debajo de un tapón de cemento actual del pozo (KSKM), para los cuales se definirán su potencial individual y total, mediante el modelado en Pseudoestacionario (PSS), como se muestra en la Figura No.25.

de los fluidos producidos, como se ilustra en la Figura No.26, No. 27, No.28, No. 29, No. 30, No. 31 y No 32 (Potencial a Septiembre 2012 dependiendo completacion final).

Figura No. 26

Figura No. 25

Elaborado por: José Rogelio Villaseñor González Validado por: Juan Urbina Hernández Revisado por: José Luis Hernandez Martínez

IPR plot MultiLay er Reserv oir (SAM-103 08/22/12 13:44:06) 160 AOF : Layer 1

128

Inflow Type Single Branch Completion Cased Hole Sand Control None Gas Coning No

13864.5 (STB/day)

AOF (Layer 1) :

819.9 (STB/day)

AOF (Layer 2) :

3112.2 (STB/day)

AOF (Layer 3) :

4935.2 (STB/day)

AOF (Layer 4) :

5001.8 (STB/day)

Reservoir Model MultiLayer Reservoir Compaction Permeability Reduction Model No Absolute Open Flow (AOF)13864.5 (STB/day) Reservoir Temperature 139.00 (deg C)

Layer 2 Pressure (Kg/cm2 g)

Ajustando el modelo (en software Prosper cotejado con Pipesim) primeramente para las condiciones operativas como pozo productor fluyente que presento en el año de 1974 (con dos intervalos en KS y KM respectivamente 2 con una Pfe@NMD= 450 Kg/cm estimada y una Tfondo= 139 °C), posteriormente se realizo el modelo (en software Prosper cotejado con Pipesim y Wellflo) para las condiciones operativas como pozo productor con SAP de BNC de gas por MTC con un mandril estándar de 3 ½” MVAM con válvula de BNC con puerto de ∅= 20/64” a 3,737 mD que presento en el año de 2004 (con dos intervalos en KS, con una Pfe@NMD= 2 180 Kg/cm estimada y una Tfondo= 137 °C con una fecha de ajuste de toma de información de fondo dinámica más reciente del año de 2004 Pfd@NMD= 165 2 Kg/cm ); realizando más tarde el escenario futuro sobre un modelo multicapa (en software Prosper cotejado con Pipesim) mediante la información caracterizada de Pws, Tws, k, e, rw, re, A, CA, y S=4, se define el potencial de los intervalos productores mediante el uso del modelo de productividad de Pseudoestacionario (Dake/1978), considerando todos los intervalos explotado a 2 Septiembre de 2012 (en KS Pfe@NMD= 145 Kg/cm y 2 en KM Pfe@NMD= 160 Kg/cm , considerando además la declinación de la presión del yacimiento y la tendencia

95.9999

Layer 3

63.9999

Layer 4

32

7.031e-8 0

2772.9

5545.79

8318.69

11091.6

13864.5

Rate (STB/day)

Figura No. 27 Página 10 de 22 No. Folio: F54453-2012-0801 Fecha Revisión: Enero – Diciembre 2012

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IPR plot MultiLay er Reserv oir (SAM-103 08/22/12 14:17:12) 160 AOF :

9562.4 (STB/day)

AOF (Layer 3) :

4564.0 (STB/day)

AOF (Layer 4) :

5001.8 (STB/day)

Inflow Type Single Branch Completion Cased Hole Sand Control None Gas Coning No Reservoir Model MultiLayer Reservoir Compaction Permeability Reduction Model No Absolute Open Flow (AOF)9562.4 (STB/day) Reservoir Temperature139.00 (deg C)

128

125 120 115 110

63.9999

Pressure at NA point (kg/cm2 g)

Pressure (Kg/cm2 g)

SAMARIA 103: 145 140 135 130

95.9999

32

0 0

1912.49

Layer Layer 4 3 3824.97 5737.46

105 100 95 90 85 80 75 70 65 60 55 50 45 40 35 30

7649.95

25 20 15 10

9562.43

Rate (STB/day)

5 0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

9,000

10,000

11,000

12,000

13,000

Stock-tank Liquid at NA point (STB/d)

Figura No. 28

Inflow: Inflow= Schlumberger Created by F.54453 x VILLASEÑOR on 22/08/12 19:37:25

Figura No. 30

IPR plot MultiLay er Reserv oir (SAM-103 08/22/12 19:33:55) 160 AOF :

5097.2 (STB/day)

AOF (Layer 4) :

5098.8 (STB/day)

Inflow Type Single Branch Completion Cased Hole Sand Control None Gas Coning No Reservoir Model MultiLayer Reservoir Compaction Permeability Reduction Model No Absolute Open Flow (AOF)5097.2 (STB/day) Reservoir Temperature139.00 (deg C)

128

Figura No. 26

64

Pressure at NA point (kg/cm2 g)

Pressure (Kg/cm2 g)

SAMARIA 103:

96

32

0 0

1019.77

2039.53

3059.3

4079.06

Layer 4 5098.83

Rate (STB/day)

155 150 145 140 135 130 125 120 115 110 105 100 95 90 85 80 75 70 65 60 55 50 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

9,000

Stock-tank Liquid at NA point (STB/d) Inflow : Inflow =

Figura No. 29 Elaborado por: José Rogelio Villaseñor González Validado por: Juan Urbina Hernández Revisado por: José Luis Hernandez Martínez

Schlumberger Created by F.54453 x VILLASEÑOR on 22/08/12 19:39:42

Figura No. 31 Página 11 de 22 No. Folio: F54453-2012-0801 Fecha Revisión: Enero – Diciembre 2012

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Figura No. 33 SAMARIA 103: 160 155 150 145 140 135 130 125 120 115 110 105 100 95 90 85 80 75 70 65 60 55 50 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

4,500

5,000

Stock-tank Liquid at NA point (STB/d) Inflow: Inflow= Schlumberger Created by F.54453 x VILLASEÑOR on 22/08/12 19:50:05

Figura No. 32

De los resultados de los software de simulación de flujo multifasico en Prosper cotejado con Pipesim y Wellflo; mostradas anteriormente, se puede concluir que el pozo SAMARIA 103 podría presentar un potencial o AOF que varia de 5,000 bpd, el mas pesimista, a 13,000 bpd el mas optimista; para fines de este trabajo se considera el potencial mas pesimista analizado, y así garantizar los mejores resultados con el objeto de valorar la explotación del pozo en cuestión mediante la implementación de los Sistemas Artificiales de Producción con BEC, BHJ y BNC. Se establece que la correlación de flujo multifasico vertical (CFMV) a utilizar será la de Hagedorn & Brown, ya que es la mas representativa en los pozos del campo al que pertenece el SAMARIA 103, no se pudo definir particularmente la correlación de flujo multifasico dado que al efectuar el escenario del IPR a Septiembre del 2012 se considero 3 3 un corte de agua de 60% y una RGA de 250 m /m (condiciones por tendencia mas criticas presentadas), factores que caracterizan el perfil de presión del pozo, por lo que la única manera de evaluar la CFMV mas representativa es bajando aparejo de prueba y realizar una prueba de presión o curva de incremento en condiciones dinámicas, o por lo menos registro con sonda de memoria por estaciones, con su respectivo aforo al momento de realizarse la RMA C/E a definir.

FACTIBILIDAD DEL APLICACIÓN DEL SAP DE BEC. La CPP del APSL direcciono la validación de la factibilidad de aplicación de conversión a SAP de BEC del pozo SAMARIA-103 al personal técnico especializado del IMP del Proyecto F.54453. A continuación en la Tabla No. 1 se muestra el análisis realizado mediante una matriz de criterios de selección para la aplicación óptima de un SAP (propiedad del proyecto IMP F.54453, por investigaciones de diversos autores y cias. del área de petróleo y gas), de acuerdo a las condiciones presentes tanto de fondo, como de superficie; donde se puede observar y validar en primer término la aplicabilidad del SAP de BEC, seguido del SAP de Bombeo Hidráulico tipo Jet (BHJ) en segundo Elaborado por: José Rogelio Villaseñor González Validado por: Juan Urbina Hernández Revisado por: José Luis Hernandez Martínez

Página 12 de 22 No. Folio: F54453-2012-0801 Fecha Revisión: Enero – Diciembre 2012

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orden de aplicabilidad y descartando al SAP de BNC por completo por el alto corte de agua manejado para este caso en particular.

Temperature (deg C) (SAM-103 08/24/12 14:36:17)

0

40

80

120

160

0

GASLIFT DESIGN (NEW WELL) REPORT Valve Type Casing Sensitive Min CHP Decrease Per Valve 3.515 (Kg/cm2) Design Rate Method Entered By User Design Liquid Rate 1034.0 (STB/day) Check Rate Conformance With IPR Yes Dome Pressure Correction Above 1200psig Yes Injection Point Injection Point is ORIFICE Valve Setting All Valves PVo = Gas Pressure Tubing Correlation Hagedorn Brown Pipe Correlation Beggs and Brill Use IPR For Unloading Yes Orifice Sizing Method Calculated dP @ Orifice Valve Spacing Method Normal Valve Manufacturer Camco Valve Type R-20 Valve Specification Normal Maximum Gas Available 2.200 (MMscf/day) Maximum Gas During Unloading 2.200 (MMscf/day) Flowing Top Node Pressure 14.00 (Kg/cm2 g) Unloading Top Node Pressure 14.00 (Kg/cm2 g) Operating Injection Pressure 140.00 (Kg/cm2 g) Kick-Off Injection Pressure 130.00 (Kg/cm2 g) Desired dP Across Valve 7.000 (Kg/cm2) Maximum Depth Of Injection 3780.0 (m) Water Cut 60.000 (percent) Minimum Spacing 120.0 (m) Static Gradient Of Load Fluid0.094575 (Kg/cm2/m) Minimum Transfer dP 25.00 (percent) Safety For Closure Of Last Unloading Valve 0 (Kg/cm2) Total GOR 300.00 (Sm3/Sm3) Thornhill-Craver DeRating Percentage For Valves 100.00 (percent) Thornhill-Craver DeRating Percentage For Orifice 100.00 (percent) ACTUAL Liquid Rate 1034.0 (STB/day) ACTUAL Oil Rate 413.6 (STB/day) ACTUAL Gas Injection Rate 2.001 (MMscf/day) ACTUAL Injection Pressure 129.45 (Kg/cm2 g)

1200 Valve

APLICACIÓN DE SAP SAMARIA-103 SISTEMA ARTIFICIAL DE PRODUCCION (SAP) BOMBEO MECANICO BM

BOMBEO CAVIDADES PROGRESIVAS BCP

s/u m pg texto ° x ft °C s/u kg/cm2 texto texto texto texto

1 3 2 2 1 1 1 1 1 1 1 1 1

1 2 3 2 1 1 3 1 1 1 1 1 1

1 1 1 1 1 2 2 2 1

1 1 1 1 1 2 2 1 2

%

° texto ppm m3/m3 m3/m3 texto texto

1 2 1 1 1 1

1 2 1 1 1 1

EXCELENTE BUENO MODERADO BAJO

BUENA BUENO BAJO BAJO

1 2 2 2 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 2 1 2 1

texto texto texto texto texto

1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

3 1 1 1 1 1 1 1 1

3 1 1 1 1 1 1 1 1

1 1 1 1 1 1 1 2 2

1 1 1 1 1 1

1 1 1 1 1 1

1 2 1 1 1 1

2400 Valve

3600 Valve Orifice

1 1 1 1 1 2 1 2 1

4800 0

1 1 1 1 1 1

1 1 1 1 1 1

BUENA POBRE MODERADO MODERADO

EXCELENTE POBRE MODERADO BAJO

VARIA MEDIA MODERADO ALTO

BAJO BAJO MUY BUENO FACIL

ALTO ALTO MEDIO

100

150

200

PVT Method Black Oil Bottom Measured Depth 4421.0 (m) Inflow Type Single Branch Fluid Oil Bottom True Vertical Depth 4421.0 (m) Completion Cased Hole Flow Type Tubing Sand Control None Surface Equipment Correlation Beggs and Brill Well Type Producer Gas Coning No Vertical Lift Correlation Hagedorn Brown Artificial Lift Gas Lift (Continuous) Lift Type Friction Loss In Annulus Reservoir Model MultiLayer Reservoir First Node 1 Xmas Tree 0 (m) Predicting Pressure and Temperature (on land) Last Node 8 Casing 4421.0(m) Compaction Permeability Reduction Model No Temperature Model Rough Approximation Absolute Open Flow (AOF)5097.2 (STB/day) Pressure Company PEMEX Reservoir Temperature139.00 (deg C) Temperature Field SAMARIA Operating Gas Gradient Location Tabasco Mexico Unloading Gradient Well SAM-103 Minimum Pressure Analyst F.54453 x Villaseñor P Min Date 08/21/12 12:56:58 P Max Inf low (IPR) v Outf low (VLP) Casing PlotdP(SAM-103 08/24/12 15:56:16) @ Valve

Criterios Economicos

Unidad

50

Pressure (Kg/cm2 g)

Infraestructura de Superficie

Unidad texto

1 2 2 2 1 1 1 1 1 1 1 1 1

Propiedades de los Fluidos Producidos

Unidad

cp

BOMBEO NEUMATICO BNC BNI

Produccion, Yacimiento y Construccion Pozo

Unidad bpd

BOMBEO HIDRAULICO JET (BHJ) OTRO

BOMBEO ELECTRO SUMERGIBLE BEC

True Vertical Depth (m )

CRITERIOS DE SELECCIÓN DEL SISTEMA ARTIFICIAL PRODUCCION Produccion, Yacimiento y Construccion Pozo Criterios Magnitud Numero de Pozos 50 Rango de Produccion 2500 Profundidad 3600 Tamaño TR 7.625 Inclinacion del Pozo VERTICAL DLS 0 Temperatura 138 Barreras de Seguridad 0 Presion Fluyente 100 Requiere Acceso al Yacimiento NO Completacion SIMPLE Estabilidad ESTABLE Recuperacion SAP Propiedades de los Fluidos Producidos Criterios Magnitud Corte de Agua 90 API° 28 Viscocidad del Fluido 1.4 Fluidos Corrosivos NO Arenas y abrasivos 5 Relacion Gas - Aceite (RGA) 320 Relacion Gas - Liquido (RGL) 150 Contaminantes CARBONATOS Tratamientos INHIBIDOR DE CARBONATOS Infrastructura de Superficie Criterios Magnitud Locacion TIERRA GENERADOR Disposicion Energia Electrica GAS Disposicion de Combustible Restriccion de Espacio Trabajar NO SCADA NO REP. & TERM. Equipo Requerido Instalacion Criterios Economicos Criterios Magnitud Rentabilidad DEFINIDAS Eficiencia DEFINIDAS Costos de Capital Inicial DEFINIDAS DEFINIDAS Costos Operativos Criterios de Frecuencia Criterios Magnitud DEFINIDAS Frecuencia de Reintervencion Frecuencia de Paradas DEFINIDAS Tiempo de Vida DEFINIDAS DEFINIDAS Operaciones por ULA / TF

320

Solution Point Liquid Rate 823.7 (STB/day) Oil Rate 329.5 (STB/day) Water Rate 494.2 (STB/day) Gas Rate 0.38859 (MMscf/day) Injection Depth 3780.0 (m) Solution Node Pressure 142.16 (Kg/cm2 g) dP Friction 4.328 (Kg/cm2) dP Gravity 123.640 (Kg/cm2) Water Cut 60.000 (percent) Wellhead Liquid Density 60.161 (lb/ft3) Wellhead Gas Density 0.69578 (lb/ft3) Wellhead Liquid Viscosity 2.8446 (centipoise) Wellhead Gas Viscosity0.011858 (centipoise) Wellhead Superficial Liquid Velocity 1.152 (ft/sec) Wellhead Superficial Gas Velocity 44.539 (ft/sec) Wellhead Z Factor 0.96055 Wellhead Interfacial Tension 15.7290 (dyne/cm) Wellhead Pressure 14.00 (Kg/cm2 g) Wellhead Temperature 45.60 (deg C) First Node Liquid Density 60.161 (lb/ft3) First Node Gas Density 0.69578 (lb/ft3) First Node Liquid Viscosity 2.8446 (centipoise) First Node Gas Viscosity0.011858 (centipoise) First Node Superficial Liquid Velocity 1.152 (ft/sec) First Node Superficial Gas Velocity 44.539 (ft/sec) First Node Z Factor 0.96055 First Node Interfacial Tension 15.7290 (dyne/cm) First Node Pressure 14.00 (Kg/cm2 g) First Node Temperature 45.60 (deg C)

Criterios de Frecuencia

Unidad

ALTO BAJA MUY BAJO IMPOSIBLE

ALTO MODERADA MEDIO IMPOSIBLE

MODERADO MODERADO BUENO IMPOSIBLE / RECUPERAR SAP

RIESGO MODERADO / Y TOOL

240

DISEÑADO POR: IMP F.54473 x JOSEROGELIO VILLASEÑOR GONZALEZ

ANÁLISIS DE DISEÑO DE FACTIBILIDAD E IMPLEMENTACIÓN DE SAP

Pressure (Kg/cm2 g)

Tabla No. 1 160

80

Los datos con los que se procedió a realizar el análisis de diseño para la implementación de SAP de BNC, BHJ y BEC son los mostrados en la Tabla No.2.

0 0

1300

2600

3900

5200

Liquid Rate (STB/day) PVT Method Black Oil Top Node Pressure 14.00 (Kg/cm2 g) Fluid Oil Bottom Measured Depth4421.0 (m) Flow Type Tubing Bottom True Vertical Depth4421.0 (m) Well Type Producer Surface Equipment Correlation Beggs and Brill Artificial Lift Gas Lift (Continuous) Vertical Lift Correlation Hagedorn Brown Lift Type Friction Loss In Annulus Predicting Pressure and Temperature (on land) Solution Node Bottom Node Temperature Model Rough Approximation Left-Hand Intersection Force Company PEMEX Field SAMARIA Location Tabasco Mexico Well SAM-103 Analyst F.54453 x Villaseñor Date 08/21/12 12:56:58

Inflow Type Single Branch Completion Cased Hole Sand Control None Gas Coning No Reservoir Model MultiLayer Reservoir Compaction Permeability Reduction Model No Absolute Open Flow (AOF) 5097.2 (STB/day) Reservoir Temperature139.00 (deg C)

Sensitiv ity Plot (SAM-103 08/24/12 16:00:28) (SAM-103 08/24/12 16:00:28) 1000

875

Liquid Rate (STB/day)

750

625

500

375

250

125

0 0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

Gaslift Gas Injection Rate (MMscf/day)

Tabla No. 2 Bombeo Neumático Continuo (BNC) Para la realización del diseño de SAP de BNC en el pozo de estudio, se utilizaron los módulos de diseño de SAP de BNC del software PIPESIM, PROSPER y WELLFLO, a continuación se presenta los resultados de los mismos: Elaborado por: José Rogelio Villaseñor González Validado por: Juan Urbina Hernández Revisado por: José Luis Hernandez Martínez

PVT Method Black Oil First Node Pressure 14.00 (Kg/cm2 g) Inflow Type Single Branch Fluid Oil Bottom Measured Depth 4421.0 (m) Completion Cased Hole Flow Type Tubing Bottom True Vertical Depth 4421.0 (m) Sand Control None Well Type Producer Gas Coning No Surface Equipment Correlation Beggs and Brill Artificial Lift Gas Lift (Continuous) Vertical Lift Correlation Hagedorn Brown Lift Type Friction Loss In Annulus Reservoir Model MultiLayer Reservoir Predicting Pressure and Temperature (on land) First Node 1 Xmas Tree 0 (m)Compaction Permeability Reduction Model No Temperature Model Rough Approximation Last Node 11 Casing 4421.0(m) Absolute Open Flow (AOF) 5097.2 (STB/day) Company PEMEX Reservoir Temperature139.00 (deg C) Field SAMARIA Location Tabasco Mexico Well SAM-103 Analyst F.54453 x Villaseñor Date 08/21/12 12:56:58

Figura No. 34 Página 13 de 22 No. Folio: F54453-2012-0801 Fecha Revisión: Enero – Diciembre 2012

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-220

-200

-180

-160

-140

-120

-100

-80

-60

-40

-20

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

0 200 400 600 800 1.000 1.200 1.400 1.600 1.800

TVD [m]

2.000 2.200 2.400 2.600 2.800 3.000 3.200 3.400 3.600 3.800 4.000 4.200 4.400 4.600 4.800 0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

120

130

140

150

160

170

180

190

200

210

220

230

240

250

260

270

280

Pr e s s ur e [ k g/ c m2 g] Available Inj Pressure : 167,42 kg/cm2 g @ 2420,71 m tvd

SAMARIA 103: 300 290 280 270 260 250 240 230 220 210 200 190 180 170 160 150 140 130 120 110 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0

Figura No. 36

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

4.500

Durante el análisis del diseño de SAP de BNC se considero un limite de Qginymax= 2.2 mcpd y una 2 Pinymax= 140 kg/cm para aplicación con 2 motocompresores y una Pinymin de 70 kg/cm con aplicación de Red de suministro de BN, de igual forma se definió que la profundidad máxima de colocación de mandril seria de 3780 mD (3780 mV); en la siguiente Tabla No. 3 se muestran un resumen de los resultados obtenidos de la distribución de los mandriles para las válvula de descarga y la válvula de orificio operante.

5.000

Stock-tank Liquid at NA point (STB/d) Inflow: Inflow=

Outflow: Outflow= Schlumberger Created by F.54453 x VILLASEÑOR on 24/08/12 18:03:05

SAMARIA 103: 1.100 1.050 1.000 950 900 850 800 750 700 650 600 550 500 450 400 350

1

2

3

4

Total Injection Gas (mmscf/d) Series0

Figura No. 35

Schlumberger Created by F.54453 x VILLASEÑOR on 24/08/12 18:08:25

Elaborado por: José Rogelio Villaseñor González Validado por: Juan Urbina Hernández Revisado por: José Luis Hernandez Martínez

Tabla No. 3 Página 14 de 22 No. Folio: F54453-2012-0801 Fecha Revisión: Enero – Diciembre 2012

INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO DIRECCIÓN DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN DIRECCIÓN REGIONAL SUR GERENCIA DE ATENCION A CLIENTES DE PRODUCCIÓN DEPARTAMENTO DE SISTEMAS FLUYENTES Y ARTIFICIALES DE PRODUCCIÓN F. 54453 “EVALUACIÓN TECNICA Y OPTIMIZACION DE SISTEMAS ARTIFICIALES DE PRODUCCIÓN”

Bombeo Hidráulico tipo JET (BHJ) Para la realización del diseño de SAP de BHJ en el pozo de estudio, se utilizaron los módulos de diseño de SAP de BHJ del software PROSPER, WELLFLO y NCPC a continuación se presenta los resultados de los mismos:

Figura No. 38 THE NEW COLEMAN PUMP COMPANY Input Data

Pump Discharge Pressure v VLP Pressure Plot (SAM-103 08/30/12 11:10:40) 6400

Solution Point Liquid Rate 622.1 (STB/day) Oil Rate 248.8 (STB/day) Water Rate 373.2 (STB/day) Gas Rate 0.35105 (MMscf/day) Solution Node Pressure 2088.06 (psig) dP Friction 3.450 (Kg/cm2) dP Gravity 389.902 (Kg/cm2) Pump Intake Pressure 1654.82 (psig) Pump Discharge Pressure 5350.80 (psig) Average Rate Through Pump 951.8 (RB/day) Pump Head Generated 3607.9 (m) Pump Power Requirement 234.26 (hp) Pump Efficiency 40.263 (percent) Water Cut 60.000 (percent) Wellhead Liquid Density 65.060 (lb/ft3) Wellhead Gas Density 0.8006 (lb/ft3) Wellhead Liquid Viscosity 1.5051 (centipoise) Wellhead Gas Viscosity0.011218 (centipoise) Wellhead Superficial Liquid Velocity 1.079 (ft/sec) Wellhead Superficial Gas Velocity 2.147 (ft/sec) Wellhead Z Factor 0.96155 Wellhead Interfacial Tension 25.8588 (dyne/cm) Wellhead Pressure 189.00 (psig) Wellhead Temperature 41.68 (deg C) First Node Liquid Density 65.060 (lb/ft3) First Node Gas Density 0.8006 (lb/ft3) First Node Liquid Viscosity 1.5051 (centipoise) First Node Gas Viscosity0.011218 (centipoise) First Node Superficial Liquid Velocity 1.079 (ft/sec) First Node Superficial Gas Velocity 2.147 (ft/sec) First Node Z Factor 0.96155 First Node Interfacial Tension 25.8588 (dyne/cm) First Node Pressure 189.00 (psig) First Node Temperature 41.68 (deg C)

C

4800

C C

Pressure (psig)

C

3200

1600

0 0

1300

2600

3900

5200

COMPANY:...........................................PEMEX WELL IDENTIFICATION:...................SAM-103 PUMP DEPTH:..............................4000Meters TUBING ID:...................................2.992Inches CASING ID.: .................................6.625Inches BH TEMP.:........................................139Deg C GAS LIQ. RATIO:.........................230M^3/M^3 PROD. RETURN:................................Annulus PROD. WATER GRAV: (Sp.Gr.):............1.085 WAT. FRAC.: (50% = 0.50):............................6 PUMPING BHP:...............................147Kg/Cm Date:: 30 - Agosto - 2012 ========================= Computed Output Data - English Units ========================= Pump Power Power Horse Size Press Fluid Rate Power psig bblpd D:7 D:8 D:9 D+:7 D+:8 D+:9 E:7 E:8 E:9 E:10 E:11 E+:8 E+:9 E+:10 E+:11 F:8 F:9 F:10 F:11 F:12 F+:8 F+:9 F+:10 F+:11 F+:12

2363 2179 2685 2698 2228 2550 3138 2298 2435 2966 4141 2453 2333 2742 3729 2689 2309 2573 3407 4595 3544 2422 2375 2933 3870

1718 1693 1760 2078 2005 2055 2470 2321 2346 2440 2636 2706 2681 2765 2959 3105 3017 3079 3266 3517 4005 3698 3684 3841 4090

76 69 89 106 84 99 146 100 108 136 206 125 118 143 208 157 131 149 210 305 268 169 165 212 299

LEASE:..............................................SAMARIA REPRESENTATIVE:...................................IMP TUBING LENGTH TO PUMP:......4100Meters TUBING OD: ....................................3.5Inches POWER FLUID:.......................................Water FLOWING WH TEMP.:.......................45Deg C DESIGN LIQ. PROD. RATE:......600BBL/DAY PRODUCED OIL GRAVITY:...................28API PRODUCED GAS GRAVITY:...................7976 SURFACE HYD. PRESS.:.................3700psig FLOWING WH PRESS.:...................14Kg/Cm ============================ ====== Non-Cav Rate bblpd

============ Prod. Pumping Rate Bot-hole bblpd psig

770 1053 1364 700 983 1295 631 914 1225 1569 2076 833 1144 1488 1995 755 1066 1410 1917 2476 605 916 1260 1767 2326

600 600 600 600 600 600 600 600 600 600 600 600 600 600 600 600 600 600 600 600 600 600 600 600 600

2090 2090 2090 2090 2090 2090 2090 2090 2090 2090 2090 2090 2090 2090 2090 2090 2090 2090 2090 2090 2090 2090 2090 2090 2090

========== Nozzle Throat Area Area inches inches .0177 .0177 .0177 .0209 .0209 .0209 .0241 .0241 .0241 .0241 .0241 .0278 .0278 .0278 .0278 .0314 .0314 .0314 .0314 .0314 .0383 .0383 .0383 .0383 .0383

.0531 .0661 .0804 .0531 .0661 .0804 .0531 .0661 .0804 .0962 .1195 .0661 .0804 .0962 .1195 .0661 .0804 .0962 .1195 .1452 .0661 .0804 .0962 .1195 .1452

Liquid Rate (STB/day) PVT Method Black Oil Top Node Pressure189.00 (psig) Inflow Type Single Branch Fluid Oil Bottom Measured Depth4421.0 (m) Completion Cased Hole Flow Type Annular Bottom True Vertical Depth4421.0 (m) Sand Control None Well Type Producer Surface Equipment Correlation Beggs and Brill Gas Coning No Artificial Lift Jet Pump Vertical Lift Correlation Hagedorn Brown Lift Type Tubing Injection - Annular Production Reservoir Model MultiLayer Reservoir Predicting Pressure and Temperature (on land) Solution Node Bottom Node Compaction Permeability Reduction Model No Temperature Model Rough Approximation Left-Hand Intersection Force Absolute Open Flow (AOF) 5097.2 (STB/day) Company PEMEX JET Pump Test - Nozzle (9) Throat (2) An 0.022Reservoir At 0.067 R Temperature139.00 0.328 (deg C) Field SAMARIA Location Tabasco Mexico Well SAM-103 Analyst F.54453 x Villaseñor Date 08/21/12 12:56:58

Hydraulic Jet Pump Analysis

Figura No. 37 Elaborado por: José Rogelio Villaseñor González Validado por: Juan Urbina Hernández Revisado por: José Luis Hernandez Martínez

Figura No. 39 Página 15 de 22 No. Folio: F54453-2012-0801 Fecha Revisión: Enero – Diciembre 2012

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THE NEW COLEMAN PUMP COMPANY Input Data COMPANY:...........................................PEMEX WELL IDENTIFICATION:...................SAM-103 PUMP DEPTH:..............................4000Meters TUBING ID:...................................2.992Inches CASING ID.: .................................6.625Inches BH TEMP.:........................................139Deg C GAS LIQ. RATIO:.........................230M^3/M^3 PROD. RETURN:................................Annulus PROD. WATER GRAV: (Sp.Gr.):............1.085 WAT. FRAC.: (50% = 0.50):............................6 PUMPING BHP:...............................147Kg/Cm Date:: 30 - Agosto - 2012 ========================= Computed Output Data - English Units ========================= Pump Power Power Horse Size Press Fluid Rate Power psig bblpd

LEASE:..............................................SAMARIA REPRESENTATIVE:...................................IMP TUBING LENGTH TO PUMP:......4100Meters TUBING OD: ....................................3.5Inches POWER FLUID:.......................................Water FLOWING WH TEMP.:.......................45Deg C DESIGN LIQ. PROD. RATE:......600BBL/DAY PRODUCED OIL GRAVITY:...................28API PRODUCED GAS GRAVITY:...................7976 SURFACE HYD. PRESS.:.................3700psig FLOWING WH PRESS.:...................14Kg/Cm ============================ ====== Non-Cav Rate bblpd

====================== Prod. Pumping Nozzle Throat Rate Bot-hole Area Area bblpd psig inches inches

E:7 E:7 E:7

3921 3199 2549

2632 2483 2338

195 150 112

586 627 667

600 600 600

1900 2075 2250

.0241 .0241 .0241

.0531 .0531 .0531

E:11 E:11 E:11

4870 4202 3530

2780 2648 2509

255 210 167

1927 2064 2197

600 600 600

1900 2075 2250

.0241 .0241 .0241

.1195 .1195 .1195

F:11 F:11 F:11

3960 3453 2958

3425 3280 3131

256 214 175

1780 1906 2029

600 600 600

1900 2075 2250

.0314 .0314 .0314

.1195 .1195 .1195

“claves” QLFONDO, TDH, %GASLIBRE y PIP, bajo la condición de % de Eficiencia del Separador (VGSA Reda) %ES=0 (55% gas libre) en primera instancia; seguido de la estimación del %ES real para las condiciones de diseño presentes por medio de la metodología grafica experimental propuesta por Lee + la eficiencia de separación natural calculada por el modelo de allanhati, como se ilustra en las Figuras No. 29, 30 y No. 31 mostradas a continuación.

75 %

Hydraulic Jet Pump Analysis

Figura No. 40 Durante el análisis del diseño de SAP de BHJ se consideraron las limitantes de Qldis= 600 bpd, Pinymax= 3900 psig, Qinymotrizmax= 4100 bpd y una Potenciamax= 300 HP, de igual forma se definió que la profundidad de colocación de la camisa donde se alojara la BHJ seria @ 4000 mD (4000 mV); en la siguiente Tabla No. 4 se muestran un resumen de los resultados obtenidos de las relaciones nariz – garganta que caracterizan a cada modelo de bomba evaluadas a seleccionar con las herramientas de diseño de simulación; así como la variación de las variables de operación del SAP.

Figura No. 36

NO APLICA PARA ESTE CASO

Tabla No. 4

Bombeo ElectroCentrifugo (BEC) Como parte de la metodología de trabajo empleada para la realización del diseño de SAP de BEC en el pozo de estudio, se utilizaron los módulos de diseño de SAP de BEC de los software PROSPER, WELLFLO, PIPESIM Y SUBPUMP, obteniéndose el cálculo de las variables Elaborado por: José Rogelio Villaseñor González Validado por: Juan Urbina Hernández Revisado por: José Luis Hernandez Martínez

Figura No. 37 Página 16 de 22 No. Folio: F54453-2012-0801 Fecha Revisión: Enero – Diciembre 2012

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proceso de cálculo de caídas de presión y temperatura en el sistema, lo cual conllevaría a incrementar la exactitud del dimensionamiento en Subpump del SAP de BEC, al permitir ver realmente al software la energía adicional que requiere suministrar al pozo para satisfacer el gasto de diseño propuesto (Véase Figura No. 39 y Figura No.40). S A M1 0 3 _ cA .sp 7

Inflow Performance SAM-103 400 350 300 P re ssure , kg /cm2

En la tabla No. 5 podemos apreciar los resultados obtenidos de las variables “criticas”, en los módulos de diseño de SAP de BEC, de los diferentes modelos de flujo multifasico utilizados; realizados para las condiciones de %ESN= 47.5, %ESep= 75 y %ESt= 86.9 (Vease Figura No. 38), evaluando así la dispersión existente entre las magnitudes de dichas variables y definiendo correctamente al final el valor con menor incertidumbre de las variables críticas a considerar en el diseño, las cuales depende directamente de las condiciones de los modelos de propiedades de los fluidos y los modelos de flujo multifasico empleados, sirviendo de guía previa al Ingeniero responsable del diseño antes de entrar al proceso de dimensionamiento de equipo del SAP de BEC en el software Subpump.

250 200 150 100 50 0

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

Rate, Bbl/D Inflow @ Perfs , Case 5

Inflow @ Pump , Case 5

Outflow Curve , Case 5

Design Point R e g : V i cto r Hu g o Me ji a C o rd o v a - P E P Z o n a S u r

Figura No. 39 Diseño de SAP de BEC para el Pozo SAMARIA-103 (12 stgs SN2600 AGH (Fisicas 25) )+SN2600 (stgs) @ 54Hz Presion de Fondo (Kg/cm2) 0

35

70

105

140

175

210

245

280

315

350 0

Pcab dis= 16 kg/cm2

Figura No. 38

-500 -1,000

-2,000 -2,500

Profundidad (m)

-1,500

-3,000 -3,500 -4,000

Pyac= 160 kg/cm2

Perfil de Presiones del Pozo con SAP de BEC

-4,500 -5,000 Diseñador: José Rogelio Villaseñor González

Figura No. 40 Tabla No. 5

DIMENSIONAMIENTO DEL SAP DE BEC EN SOFTWARE SUBPUMP Para realizar el modelo de dimensionamiento del equipo de SAP de BEC en el software Subpump, se valido primeramente que el modulo de análisis de flujo multifasico, con que cuenta dicha aplicación, reprodujera las condiciones de ajuste de los software específicos de análisis de flujo multifasico (PROSPER y PIPESIM) modelados previamente, ya que estas aplicaciones son mas dedicadas y robustas al momento realizar su Elaborado por: José Rogelio Villaseñor González Validado por: Juan Urbina Hernández Revisado por: José Luis Hernandez Martínez

Una vez habiendo considerado lo anterior, se procedió a la selección del sistema integral de BEC que mantuviera las mejores condiciones de operación dentro de su rango operativo permisible (Véase Figura No. 41, No. 42 y Tabla No. 6), bajo los escenarios críticos de profundidad de colocación de la bomba, variación de la frecuencia de operación, máximo incremento de corte de agua, máximo incremento de la relación de gas – liquido (RGL), máximo corte de agua a la par de máxima RGL y declinación de la presión de yacimiento (Pyac); mediante su simulación en el software de dimensionamiento de SAP de BEC Subpump para estos escenarios críticos, sin variar la frecuencia de operación (Véase Tablas No. 7, 8, 9 y Figuras No. 43 y No. 44). Página 17 de 22 No. Folio: F54453-2012-0801 Fecha Revisión: Enero – Diciembre 2012

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S AM1 0 3 _ cE .sp 7

Pump Performance (TDH @ Design)

ESPECIFICACIONES TECNICAS(1) CRITERIOS DE DISEÑO

Combined Tapered : Reda 538 SN2600/SN2600/ / 280 Stgs / 54.0 Hz PARAMETRO

4500

UNIDAD

Frecuencia: Gasto de Fluidos Total: Profundidad de Colocacion de la Bomba: Fluido Sobre la Bomba: Nivel Dinamico de Fluido: Presion en Cabeza: Presion en Anular: Presion de Fondo:

4000 3500

Hz bpd m m m kg/cm² kg/cm² kg/cm²

PARAMETRO

TDH, m

%FW MAX

RGL AJUSTE

Pcab

80%

750 m3/m3

45 kg/cm2

54 2000

54 1930

DECLIN. (15) Kg/xcm2

54 2035

54 1540

54 1720

960.2 2639.8 15 12 117.913

807.5 2792.5 15 12 128.658

619.5 2980.5 15 12 105.545

3600 748.6 2851.4 15 12 118.694

527.3 3072.7 15 12 120.839

COMPORTAMIENTO DEL SEPARADOR DE GAS & MANEJADOR

3000

UNIDAD

Manejador Instalado: Volumen de Gas Libre Total: Eficiencia Separacion Natural: Volumen de Gas Libre dentro de la Bomba: Separador de Gas Instalado: Eficiencia del Separador de Gas: Eficiencia Total

2500 2000 1500

DISEÑO

%FW MAX

RGA AJUSTE

Pcab

80%

750 m3/m3

45 kg/cm2

Caso Base

DECLIN. (12) Kg/xcm2

SI

% % %

54.98 49.7 13.31

44.31 52.8 8.58

77.13 48.8 30.15

52.99 56.1 11.01

59.51 53.8 14.51

SI 60 79

% %

MANEJADOR DE GAS (para fines de diseño en Subpump se manejara como una bomba) PARAMETRO

1000 500 0

DISEÑO Caso Base

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

Liquid + Gas Rate, Bbl/D

UNIDAD

Fabricado: Series (Manejador): Modelo (Manejador): Gasto de Fluido en el Fondo Min.: Gasto de Fluido en el Fondo Max.: Gasto de Fluido en el Fondo en la Max. Eficiencia: Potencia en la Maxima Eficiencia: Numero de Etapas: Potencia de Operación: DE-PRO Rateo de la Bomba- AGH

DISEÑO

%FW MAX

RGA AJUSTE

Pcab

DECLIN. (12)

Caso Base

80%

750 m3/m3

45 kg/cm2

Kg/xcm2

Reda 538 AGH G20-40 (GN4000) Bomba=1600**; AGH= 2000** Bomba= 3200**; AGH= 6000* Bomba= 2600**; AGH= 5000** 37.5 @ 60 Hz 25 Stage fisicas 12 Stages Max 37.5 RF= 90 ; HF=50 RF= 90 ; HF=50 RF= 90 ; HF=50 RF= 90 ; HF=50

bpd bpd bpd HP HP %

Reales RF= 90 ; HF=50

BOMBAS

Pump Curve , Case 1 Min-Max Optimum Rate

Well System Curve, (Truncated)

Re g : Victo r Hu g o Me jia Co rd o v a - P E P Zo na S ur

Figura No. 41 S AM1 0 3 _ cE .sp 7

Pump Performance (TDH) Combined Tapered : Reda 538 SN2600/SN2600/ / 280 Stgs / 54.0 Hz 5500 5000 4500 4000

TDH, m

3500 3000 2500

PARAMETRO

UNIDAD

Fabricado: Series (Bomba): Modelo (Bomba): Gasto de Fluido en el Fondo Min.: Gasto de Fluido en el Fondo Max.: Gasto de Fluido en el Fondo en la Max. Eficiencia: Potencia en la Maxima Eficiencia: Frecuencia: Numero de Etapas: Potencia de Operación: Eficiencia de la Bomba: Housing 1 No.: Numero de Etapas: Housing 2 No.: Numero de Etapas: Housing 3 No,: Numero de Etapas: Total de Housing No,: Sub-Total de Numero de Etapas: Etapas Eliminadas Numero de Etapas x Bombas Diseño: Numero de Etapas x AGH: Numero de Etapas Total AGH + Bombas: TIPO ( de todos):

DISEÑO

%FW MAX

RGA AJUSTE

Pcab

DECLIN. (12)

Caso Base

80%

750 m3/m3

45 kg/cm2

Kg/xcm2

Reda 538 SN2600 1440.00** 2880.00** 2340.00** 11.4**

bpd bpd bpd HP Hz

54

54

261.6 64.4

277.3 68.1

54

54

242.5 65.1

251.2 67.8

0 0 0 0 0 0 0 0 0 268 12 280 0

Flujo Mixto / Compresivas ANALIZÓ:

2000

JOSE ROGELIO VILLASEÑOR GONZALEZ

Tabla No. 7

1500 1000

SAMARIA-103 ESPECIFICACIONES TECNICAS (2)

500 0

54 238.2 16.7

268

HP %

MOTOR PARAMETRO

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

Rate, Bbl/D Pump Curve a t 54. 0 Hz

Pump Curve a t 48. 0 Hz

Pump Curve a t 51. 0 Hz

Pump Curve a t 57. 0 Hz

Pump Curve a t 60. 0 Hz

Min-Ma x O ptimum Ra te

W ell System Curve(Trunca ted) Design Point

UNIDAD

Velocidad del Fluido: Temperatura de Fluido del Pozo: Incremento de Temperatura Piel: Incremento de Temperatura Prom x efecto Piel: Calentamiento por incremento de velocidad Calentamiento presencia de Armonicas en VSD Temperatura Total de Devanado del Motor

SAMARIA-103

% % fracc ft/sec ºC ºC ºC ºC ºC ºC

UNIDAD

Frecuencia Hz Carga de Operación del Motor @ Diseño Hz: HP Carga de Operación del Motor @ 60 Hz: HP Velocidad de Operacion: RPM Corriente de Operacion: Amps Voltaje de Operacion: Volts Factor de Potencia de Operación: Ajuste por deslizamiento del Motor: Eficiencia de la Bomba: % Eficiencia del Motor: % Carga de Operación en los Cojinetes: lb Carga Maxima en los Cojinetes: lb Gasto de Liquido en Superficie(Agua+Aceite): bpd Fluido Promedio Final en la Bomba: bpd Gasto PromedioTotal en la Bomba: bpd Volumen de Gas Libre Total: % Volumen de Gas Libre dentro de la Bomba: % Carga Dinamica Total (TDH): m Presion a la Entrada de la Bomba (PIP): kg/cm² Potencia de Operación de la Bomba: HP

DISEÑO

%FW MAX

Caso Base

80%

54 261.6 290.6 3130.3 68.9 2709.4 0.687

54 277.3 308.1 3130.3 71.2 2709.4 0.704

64.4/0.0 87.9 N/A N/A 1991.62 2597.8 2597.8 55 13.3 3181.5 76.37 257.9

68.1/0.0 87.9 N/A N/A 1927.49 2514.15 2294.1 44.3 8.6 3376.2 63.105 273.7

RGL AJUSTE 750 m3/m3

54 238.2 264.6 3130.3 65.4 2709.4 0.659 No 16.7/0.0 87.9 N/A N/A 2029.57 2647.3 3353.67 77.1 30.1 2239.9 93.658 234.5

RGA AJUSTE

Pcab

DECLIN. (12)

80%

750 m3/m3

45 kg/cm2

Kg/xcm2

87.9 0.664 1.492

87.9 0.675 1.666

6.8 29.6

6.6 30.4

5.6 169.3

Reda 562 9410x9421 - Double 510 3010.42 102.5 100 87.9 0.659 1.965 131.7 5.2 29.2 0 5 166.2

5 168.2

5.2 168.8

DISEÑO

%FW MAX

RGA AJUSTE

Pcab

DECLIN. (12)

Caso Base

80%

750 m3/m3

45 kg/cm2

Kg/xcm2

87.9 0.687 1.928

87.9 0.704 1.866

6 31.5

4.4 33.2

5.4 169.2

RESUMEN DE LAS CONDICIONES DE OPERACIÓN DEL SISTEMA ESCENARIO

%FW MAX

Fabricado: Series: Devanado Potencia Nominal @ 60 hz Voltaje Nominal @ 60 hz Corriente Nominal @ 60 hz

Re g : Victo r Hu g o Me ji a Co rd o v a - P E P Z o n a S u r

Figura No. 42

DISEÑO Caso Base

PROTECTORES

Pcab

DECLIN. (15)

45 kg/cm2

Kg/xcm2

54 242.5 269.4 3130.3 66 2709.4 0.664

54 251.2 279.1 3130.3 67.3 2709.4 0.675

65.1/0.0 87.9 N/A N/A 1541.01 2010.04 1960.31 53 11 3578.7 81.09 238.8

67.8/0.0 87.9 N/A N/A 1720.13 2243.68 2255.39 59.5 14.5 3461.7 65.796 247.5

ANALIZÓ: JOSE ROGELIO VILLASEÑOR GONZALEZ

Tabla No. 6

PARAMETRO

UNIDAD

Fabricado: Series: Modelo: Tipo: Carga del Cojinete : Lb Carga Maxima de Empuje por cada Protector: Lb Consumo de Potencia por Protector: HP

Reda 562 562 HL LSBPB-HL HS 19350 0

0 0 2 Protectores (3 hp x C/U)

0

0

CABLE Y CONDICIONES ELECTRICAS PARAMETRO

UNIDAD

Fabricado: Tipo: Tamaño: Forma del Cable: Tipo de Conductor del Cable: Maxima Temperatura del Conductor del cable: Longitud del Cable: Frecuencia: Temperatura del Conductor del Cable de operacion: Maxima Corriente permisible Corriente de Operación: Capacidad en Kilovots-Ampers: Consumo en Kilo Watts: Kilowatts: Voltaje de Superficie: Caida de Voltaje @ 20.0 °C: Caida de Voltaje@ 134.0 °C a condiciones de Fondo: Perdida en KiloWatts: Costo del Voltaje: Voltaje Requerido por el Motor: Voltaje requerido en el Fondo por el Motor: Caida de Voltaje a la entrada del Motor: Voltaje del Motor en el Arranque: Razon de Voltaje de Arranque / Voltaje de Operación:

ºC m Hz ºC Amps Amps KVA KW $/mo Volts Volts Volts KW $/mo Volts Volts Volts Volts

DISEÑO

%FW MAX

RGA AJUSTE

Pcab

DECLIN. (12)

Caso Base

80%

750 m3/m3

45 kg/cm2

Kg/xcm2

Reda Redalead 1 Cu Round Solid 204.4 3700 54 142.8 176.5 68.9 355.6 244.3 0 2981.8 186.8 272.4 22.3 0 2709.4 2709.4 1089.6 1892.2 0.7

54 143.6 176.5 71.2 369.1 259.8 0 2991.2 193.2 281.8 24.5 0 2709.4 2709.4 1127.3 1863.9 0.7

54 141.7 176.5 65.4 336.1 221.4 0 2968 177.3 258.6 19.3 0 2709.4 2709.4 1034.6 1933.5 0.7 ANALIZÓ:

54 141.9 176.5 66 339.7 225.6 0 2970.5 179.1 261.2 19.8 0 2709.4 2709.4 1044.6 1925.9 0.7

54 142.3 176.5 67.3 346.9 234.1 0 2975.6 182.6 266.3 20.9 0 2709.4 2709.4 1065 1910.6 0.7

JOSE ROGELIO VILLASEÑOR GONZALEZ

Tabla No. 8 Elaborado por: José Rogelio Villaseñor González Validado por: Juan Urbina Hernández Revisado por: José Luis Hernandez Martínez

Página 18 de 22 No. Folio: F54453-2012-0801 Fecha Revisión: Enero – Diciembre 2012

INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO DIRECCIÓN DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN DIRECCIÓN REGIONAL SUR GERENCIA DE ATENCION A CLIENTES DE PRODUCCIÓN DEPARTAMENTO DE SISTEMAS FLUYENTES Y ARTIFICIALES DE PRODUCCIÓN F. 54453 “EVALUACIÓN TECNICA Y OPTIMIZACION DE SISTEMAS ARTIFICIALES DE PRODUCCIÓN” Sensitivity PvD Plot (SAM-103 08/30/12 16:04:53)

S AM1 0 3 _ cE x.sp 7

Pump Performance (TDH @ Design)

0

Combined Tapered : Reda 538 SN2600/SN2600/ / 280 Stgs / 54.0 Hz

40

80

120

160 1 2 3 4 5

0

4500

Type Xmas Tree Pump Casing Casing Casing

Depth(m) 0 3599.98 3816.98 3825.98 4420.98

4000 1200

Bottom Measured Depth (m)

3500 3000

TDH, m

2500 2000 1500

2400

3600

1000 500 0

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4800 0

Liquid + Gas Rate, Bbl/D Pump Curve , Ca se 1 Pump Curve , Ca se 2 Pump Curve , Ca se 3 Pump Curve , Ca se 4 Pump Curve , Ca se 5 Min-Ma x O ptimum Ra te

W e ll W e ll W e ll W e ll W e ll

Syste m Syste m Syste m Syste m Syste m

Curve , Curve , Curve , Curve , Curve ,

80

160

240

320

Pressure (Kg/cm2 g)

(Trunca te d) (Trunca te d) (Trunca te d) (Trunca te d) (Trunca te d)

PVT Method Black Oil First Node Pressure 16.00 (Kg/cm2 g) Fluid Oil Bottom Measured Depth4421.0 (m) Flow Type Annular Bottom True Vertical Depth4421.0 (m) Well Type Producer Surface Equipment Correlation Beggs and Brill Artificial Lift Electrical Submersible Pump Vertical Lift Correlation Hagedorn Brown Lift Type Predicting Pressure and Temperature (on land) ESP Pump REDA - SN2600 Temperature Model Rough Approximation ESP Motor Reda - 540_91_Std Company PEMEX ESP Cable #1 Copper Field SAMARIA Location Tabasco Mexico Well SAM-103 Analyst F.54453 x Villaseñor Date 08/21/12 12:56:58

Re g : Vi cto r Hu g o Me ji a Co rd o v a - P E P Z o n a S u r

Figura No. 43 SAMARIA-103 LIMITES DEL DISEÑO

Figura No. 46

CLAROS / TOLERANCIAS LIMITES

Csg ID Csg ID Csg ID Csg ID

UNIDADES

6.625 - Pump OD 6.625 - Pump OD 6.625 - Motor OD 6.625 - Seal OD

5.380, in 5.380, in 5.620, in 5.620, in

RANGOS DE LIMITES

in in in in

< 0.200 < 0.200 < 0.200 < 0.200

% % SSU kg/cm2 m HP HP psi psi psi psi

> 10 > 100 > 50 < 50 < 150 > 230 > 369 > 5000 > 6000 > 13800 > 13970

Velocidad del Fluido alrededor del Motor Temperatura del Yacimiento Potencia del Eje del Motor Potencia en el Eje de los Protectores STANDARD Potencia en el Eje de los Protectores de ALTA RESISTENCIA Maxima Carga de Empuje Axial en los Protectores Angulo del Pozo en el Punto de Colocacion de la Bomba Temperatura del Fluido @ en Profundidad de la Bomba Temperaura del Motor Aumento de Temperatura en el Motor por Efecto Piel Voltaje del Motor

ft/s ºC HP HP HP Lbs Deg ºC ºC ºC Volts

< 0.305 > 160 > 675 > 573 > 917

Calibre y Tipo de Cable Voltaje para elarranque del Motor Voltaje del Motor Voltaje de Superficie Corriente del Motor Temperatura del Conductor @ la Frecuencia de Diseño

Volts Volts Volts Amps ºC

DISEÑO

%FW MAX

Caso Base CHECK

1.245 1.245 1.005 1.005

80%

0 0 0 0

RGL AJUSTE

CHECK

1.245 1.245 1.005 1.005

Pcab

CHECK

750 m3/m3

0 0 0 0

1.245 1.245 1.005 1.005

0 0 0 0 0

0 0

30.2 Yes 30.2 27.9 93.658 948.8 234.5 Yes 234.5 5135.073 Yes 5135.073 5135.073 5135.073

CHECK

45 kg/cm2

0 0 0 0

DECLINACION

1.245 1.245 1.005 1.005

Pyac= 12 kg/cm2

0 0 0 0

CHECK

1.245 1.245 1.005 1.005

0 0 0 0

Pump Discharge Pressure v VLP Pressure Plot (SAM-103 08/30/12 16:02:08) 440

Solution Point IPR Curve

BOMBAS / CARCASAS 13.3 Yes 13.3 28.1 76.37 736.7 257.9 Yes 257.9 5461.27 Yes 5461.27 5461.27 5461.27

0 0 0 0 0 0 0 0

8.6 8.6 27.8 63.105 516.3 273.7 Yes 273.7 6035.91 Yes 6035.91 Yes 6035.91 6035.91

0

0 0 0

11 Yes 11 28.1 81.09 794.7 238.8 Yes 238.8 5463.043 Yes 5463.043 5463.043 5463.043

0 0 0 0 0

0 0 0

14.5 Yes 14.5 28.2 65.796 606.8 247.5 Yes 247.5 5503.394 Yes 5503.394 5503.394 5503.394

0 0 0 0 0

VLP Curve

0 0 0 0

0 > 50.00 >= 148.9 >= 204.4 >= 38.9 >= 4160

330

0 0 0 0

MOTOR & PROTECTORES 1.928 139 261.6 261.6 261.6 0 0 131.7 169.2 6 2709

PDP

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

1.866 139 277.3 277.3 277.3 0 0 131.7 169.3 4.4 2709

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

1.965 139 238.2 238.2 238.2 0 0 131.7 166.2 5.2 2709

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

1.492 139 242.5 242.5 242.5 0 0 131.7 168.2 6.8 2709

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

1.666 139 251.2 251.2 251.2 0 0 131.7 168.8 6.6 2709

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0

1 Cu 1864 2709 2991 71 144

0 0 0 0 0 0

1 Cu 1933 2709 2968 65 142

0 0 0 0 0 0

1 Cu 1926 2709 2971 66 142

0 0 0 0 0 0

1 Cu 1911 2709 2976 67 142

0 0 0 0 0 0

Pressure (Kg/cm2 g)

ADVERTENCIA de Gas Libre Entrada de la Bomba ERROR de Gas Libre Entrada de la Bomba Viscocidad Promedio del Fluido atraves de la Bomba Presion en la Entrada de la Bomba Fluido sobre la Entrada de la Bomba Potencia en el Eje STANDARD Potencia en el Eje de ALTA RESISTENCIA Presion de Estallamiento STANDARD DE LA BOMBA Presion de Estallamiento de ALTA RESISTENCIA DE LA BOMBA Presion de Estallamiento (GRADO MAS DEBIL) DE LA TP Presion de Estallamiento (GRADO MAS RESISTENTE) DE LA TP

220

110

CABLE 1 Cu 1892 2709 2982 69 143

1 Cu 1892 2709 2982 69 143

0 0

1300

2600

3900

5200

Liquid Rate 1999.8 (STB/day) Oil Rate 799.9 (STB/day) Water Rate 1199.9 (STB/day) Gas Rate 1.038 (MMscf/day) Solution Node Pressure 111.34 (Kg/cm2 g) dP Friction 7.05 (psi) dP Gravity 4875.48 (psi) Pump Intake Pressure 70.09 (Kg/cm2 g) Pump Discharge Pressure 318.08 (Kg/cm2 g) Average Rate Through Pump 2314.1 (RB/day) Pump Head Generated 2783.7 (m) Pump Power Requirement 237.19 (hp) Pump Efficiency 58.209 (percent) Motor Amps Requirement 78.08 (amps) Motor Power Generated 237.19 (hp) Motor Efficiency 93.039 (percent) Motor Speed 3082.99 (rpm) Voltage @ Surface 2324.11 (Volts) Free Gas In Pump (V/V) 1.23617 (fraction) Torque On Shaft 404.071 (lb.ft) Water Cut 60.000 (percent) Wellhead Liquid Density 57.723 (lb/ft3) Wellhead Gas Density 0.78053 (lb/ft3) Wellhead Liquid Viscosity 0.76338 (centipoise) Wellhead Gas Viscosity0.013442 (centipoise) Wellhead Superficial Liquid Velocity 0.82481 (ft/sec) Wellhead Superficial Gas Velocity 4.977 (ft/sec) Wellhead Z Factor 0.97536 Wellhead Interfacial Tension 13.3575 (dyne/cm) Wellhead Pressure 16.00 (Kg/cm2 g) Wellhead Temperature 107.01 (deg C) First Node Liquid Density 57.723 (lb/ft3) First Node Gas Density 0.78053 (lb/ft3) First Node Liquid Viscosity 0.76338 (centipoise) First Node Gas Viscosity0.013442 (centipoise) First Node Superficial Liquid Velocity 0.82481 (ft/sec) First Node Superficial Gas Velocity 4.977 (ft/sec) First Node Z Factor 0.97536 First Node Interfacial Tension 13.3575 (dyne/cm)

Liquid Rate (STB/day)

ANALIZÓ: JOSE ROGELIO VILLASEÑOR GONZALEZ PVT Method Black Oil Top Node Pressure 16.00 (Kg/cm2 g) Inflow Type Single Branch Fluid Oil Bottom Measured Depth4421.0 (m) Completion Cased Hole Flow Type Annular Bottom True Vertical Depth4421.0 (m) Sand Control None Well Type Producer Surface Equipment Correlation Beggs and Brill Gas Coning No Artificial Lift Electrical Submersible Pump Vertical Lift Correlation Hagedorn Brown Lift Type Reservoir Model MultiLayer Reservoir Predicting Pressure and Temperature (on land) Solution Node Bottom Node Compaction Permeability Reduction Model No Temperature Model Rough Approximation Left-Hand Intersection Force Absolute Open Flow (AOF) 5097.2 (STB/day) Company PEMEX ESP Pump REDA - SN2600 Reservoir Temperature139.00 (deg C) Field SAMARIA ESP Motor Reda - 540_91_Std Location Tabasco Mexico ESP Cable #1 Copper Well SAM-103 Analyst F.54453 x Villaseñor Date 08/21/12 12:56:58

Tabla No. 9 S AM1 0 3 _ cE x.sp 7

Motor Performance

Figura No. 47

3600

REDA - SN2600 - 280 STAGE(S) (SAM-103 08/30/12 16:11:26)

3500 7600

Solution Point Min. operating range 70 Hz

3400

5700

3300 60 Hz

3200

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

55

60

65

70

75

80

85

90

95

% Pow e r F a ctor

% NP Amps

3800 50 Hz

3100

100

Load Factor % Ef f icie ncy

Head (m)

110 105 100 95 90 85 80 75 70 65 60 55 50 45 40 35 30 25 20 15 10

RPM

Percent

Reda 562 9410x9421 / 510 HP 3010V 102A 60H z / 54.0Hz

40 Hz 1900

RPM

O pe ra ting RPM

Re g : Vi cto r Hu g o Me ji a Co rd o v a - P E P Z o n a S u r

Figura No. 44

0 0

1200

2400

Operating rate

Una vez dimensionado el equipo requerido de SAP de BEC para el pozo en estudio, se procede a revaluar esta condición dentro de los modelos de WELFLO, PROSPER y PIPESIM, para cotejar la representatividad del diseño finalmente (Véase Figura 46 a la No. 51). Elaborado por: José Rogelio Villaseñor González Validado por: Juan Urbina Hernández Revisado por: José Luis Hernandez Martínez

Liquid Rate 1999.8 (STB/day) Oil Rate 799.9 (STB/day) Water Rate 1199.9 (STB/day) Gas Rate 1.038 (MMscf/day) Solution Node Pressure 111.34 (Kg/cm2 g) dP Friction 7.05 (psi) Best Efficiency Line (67.8821) dP Gravity 4875.48 (psi) Pump Intake Pressure 70.09 (Kg/cm2 g) Pump Discharge Pressure 318.08 (Kg/cm2 g) Average Rate Through Pump 2314.1 (RB/day) Pump Head Generated 2783.7 (m) Pump Power Requirement 237.19 (hp) Pump Efficiency 58.209 (percent) Motor Amps Requirement 59.10 (amps) Motor Power Generated 237.19 (hp) Motor Efficiency 78.746 (percent) Max. operating range Motor Speed 3175.34 (rpm) Voltage @ Surface 2821.34 (Volts) Free Gas In Pump (V/V) 1.23617 (fraction) Torque On Shaft 392.319 (lb.ft) Water Cut 60.000 (percent) Wellhead Liquid Density 57.723 (lb/ft3) Wellhead Gas Density 0.78053 (lb/ft3) Wellhead Liquid Viscosity 0.76338 (centipoise) Wellhead Gas Viscosity0.013442 (centipoise) Wellhead Superficial Liquid Velocity 0.82481 (ft/sec) Wellhead Superficial Gas Velocity 4.977 (ft/sec) Wellhead Z Factor 0.97536 Wellhead Interfacial Tension 13.3575 (dyne/cm) Wellhead Pressure 16.00 (Kg/cm2 g) Wellhead Temperature 107.01 (deg C) First Node Liquid Density 57.723 (lb/ft3) First Node Gas Density 0.78053 (lb/ft3) First Node Liquid Viscosity 0.76338 (centipoise) First Node Gas Viscosity0.013442 (centipoise) First Node Superficial Liquid Velocity 0.82481 (ft/sec) First Node Superficial Gas Velocity 4.977 (ft/sec) First Node Z Factor 0.97536 First Node Interfacial Tension 13.3575 (dyne/cm) 3600 4800

(RB/day)

PVT Method Black Oil First Node Pressure 16.00 (Kg/cm2 g) Inflow Type Single Branch Fluid Oil Bottom Measured Depth4421.0 (m) Completion Cased Hole Flow Type Annular Bottom True Vertical Depth4421.0 (m) Sand Control None Well Type Producer Gas Coning No Surface Equipment Correlation Beggs and Brill Artificial Lift Electrical Submersible Pump Vertical Lift Correlation Hagedorn Brown Lift Type Reservoir Model MultiLayer Reservoir Predicting Pressure and Temperature (on land) Compaction Permeability Reduction Model No ESP Pump REDA - SN2600 Temperature Model Rough Approximation Absolute Open Flow (AOF) 5097.2 (STB/day) ESP Motor Reda - 540_91_Std Company PEMEX Reservoir Temperature139.00 (deg C) ESP Cable #1 Copper Field SAMARIA Location Tabasco Mexico Well SAM-103 Analyst F.54453 x Villaseñor Date 08/21/12 12:56:58

Figura No. 48 Página 19 de 22 No. Folio: F54453-2012-0801 Fecha Revisión: Enero – Diciembre 2012

INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO DIRECCIÓN DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN DIRECCIÓN REGIONAL SUR GERENCIA DE ATENCION A CLIENTES DE PRODUCCIÓN DEPARTAMENTO DE SISTEMAS FLUYENTES Y ARTIFICIALES DE PRODUCCIÓN F. 54453 “EVALUACIÓN TECNICA Y OPTIMIZACION DE SISTEMAS ARTIFICIALES DE PRODUCCIÓN” SAMARIA 103:

EVALUACION ECONOMICA

0 -200 -400

COMPLEJO ANTONIO J. BERMUDEZ

Coordinacion de Productividad de Pozos

-600 -800

Area de Analisis: SA-0103

Analisis del Comportamiento de Declinacion de Yacimiento Comportamiento del Gasto de Aceite Producido vs Tiempo

18000

Working Forecast Phase Case Name b Di qi ti te Final Rate Cum. Prod. Cum. Date Reserves Reserves Date EUR Forecast Ended By DB Forecast Date Reserve Type

-1,000 -1,200

16000

-1,400 14000

Gasto de Produccion de Aceite Qo, bbl/d

Elevation (m)

-1,600 -1,800 -2,000 -2,200 -2,400 -2,600 -2,800 -3,000 -3,200

12000

Parameters : Oil : DECLINACION_BEC : 2.14441e-006 : 0.0759352 A.e. : 500 bbl/d : 12/31/2005 : 01/31/2024 : 119.881 bbl/d : 73010.4 bbl : 12/31/2005 : 1758.05 bbl : 01/31/2024 : 74768.5 bbl : Rate : 08/20/2012 : None

10000

8000

6000

-3,400 4000

-3,600 -3,800 2000

-4,000 -4,200

0 75

-4,400 20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

220

240

260

280

300

77

79

81

83

85

87

89

91

93

95

97

99

01

03

05

07

09

11

13

15

Fecha

Fecha: 08/20/2012

Pressure (kg/cm2 g)

17

19

21

23

25

Elaboro: Grupo IMP de Diseño de SAP F.54400

Figura No. 52

Inlet Pressure=2287.954 psia Schlumberger Created by F.54453 x VILLASEÑOR on 30/08/12 16:18:35

Figura No. 49 SAMARIA 103:

S.A.P.

0

Costo Qo min/bpd Servicio FR= 0

Costo de producción

-200 -400

(mn/día)

(bpd)

(dls/bl)

BEC

64,988

72

11

BMH

16,461

19

18

BMC

4,078

5

4

BCP

9,407

11

28

BNA

23,337

26

4

BMR

10,928

13

---

BHJ

62,400

69

---

-600 -800 -1,000 -1,200 -1,400

Elevation (m)

-1,600 -1,800 -2,000 -2,200 -2,400 -2,600 -2,800 -3,000 -3,200 -3,400 -3,600 -3,800

Tabla No. 10

-4,000 -4,200 -4,400 20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

220

240

260

280

300

Pressure (kg/cm2 g)

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

Inlet Pressure=2287.954 psia Schlumberger Created by F.54453 x VILLASEÑOR on 30/08/12 16:18:35

Figura No. 50 1.

2.

3.

Figura No. 51

Elaborado por: José Rogelio Villaseñor González Validado por: Juan Urbina Hernández Revisado por: José Luis Hernandez Martínez

4.

El pozo SAMARIA-103 se encuentra con el estatus de CCP, al cual se le esta visualizando una RMA, con el objetivo de regresar a la unidad de KM, para drenar el hidrocarburo que se dejo abandonado por la invasión de agua salada (%FW=60 Max), al contar con intervalos prospectivos superiores y las limitaciones en su tiempo para la factibilidad de aplicación de SAP. El pozo cuenta con una Np= 73,010.4 Mbbl, Wp= 3,007.9 Mbbl y una Gp= 97,816.9 Mmmpc, hasta su cierre por IAS (Invasión de Agua Salada) en MARZO del 2006. El pozo es considerado como VERTICALIZADO, ya que se controlo intencionalmente el grado de inclinación, el rumbo y el desplazamiento lateral para llegar al objetivo por debajo de los 10° de inclinación (es vertical hasta la profundidad de 4,450 mV). Las propiedades petrofísicas de los intervalos probados de las unidades de KM y KS varia en el orden de Ǿ= 4-7%, K= 20-230 mD y Sw= 15-35%.

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INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO DIRECCIÓN DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN DIRECCIÓN REGIONAL SUR GERENCIA DE ATENCION A CLIENTES DE PRODUCCIÓN DEPARTAMENTO DE SISTEMAS FLUYENTES Y ARTIFICIALES DE PRODUCCIÓN F. 54453 “EVALUACIÓN TECNICA Y OPTIMIZACION DE SISTEMAS ARTIFICIALES DE PRODUCCIÓN”

No se pudo evaluar la existencia de la POSIBLE adherencia del cemento con la formación y la TR en general, de los intervalos abiertos y propuestos; por no contarse con Registro de Cementación. 6. De los análisis de disparo a la formación se observa que los realizado al inicio de su explotación con sistema SCALLOP 2 1/8 tuvieron un 90% de eficiencia al no conectar en su totalidad la zona daña de la zona virgen, pero dada la morfología natural de ser un yacimiento naturalmente microfracturado, se desprecio dicha situación, al presentarse alta K por la comunicación entre microfracturas. 7. La RGA utilizada fue estimada en función del comportamiento del gas liberado en la envolvente de fase en el PVT utilizado en el presente estudio para la Pyac actual, además del comportamiento en la tendencia de la RGA producida por el pozo en los últimos años, en sus aforos respectivos; Gas liberado + Rs = 250 m3/m3; de igual forma el % de fracción de agua fue estimada del orden del 60%. 8. La principal limitación mecánica es configuración mecánica convencional de TR corta o liner de 5” (18 lbs/ft P-110) a la P.T. de 4,450 mD, (P.I. actual a 4,295 mD.), perforando el agujero principal con barrena de OD= 6 1/2”, una sola B.L. de 5” a 3,836 mD., seguida de una TR de explotación de 7 5/8” (35 lbs/ft P-110) corrida a superficie; lo cual NO LIMITARIA su aplicación de SAP de BNC, BEC, BHJ; para la profundidad de diseño de 3600 mD. considerada (TR 7 5/8”), se pueden asentar bombas de la serie 538/540 y motores serie 562, según lo expuesto anteriormente. 9. La Pfe@NMD fue estimada al plano de referencia del nivel medio de los disparos (NMD) 4,235 mD. (4,210 mV.) para la unidad KS (Septiembre de 2012 Pfe@NMD= 145 Kg/cm2 y una declinación anual de 3.48 Kg/cm2, interpolando para la fecha de Febrero de 2003 Pfe@NMD= 178 Kg/cm2 Véase Figura No. 11 y 12) y 4,422 mD (4396 mV) para la unidad de KM (Septiembre de 2012 Pfe@NMD= 160 Kg/cm2 y una declinación anual de 3.48 Kg/cm2, interpolando para la fecha de Enero de 1976 Pfe@NMD= 450 Kg/cm2. 10. Del análisis del mecanismo de invasión de agua por gráficos de CHAN se definió por la WOR y la WOR’, un comportamiento característico de CANALIZACION RAPIDA, producto de la POSIBLE MALA cementación primaria presente en el pozo, lo cual ocasiona la NO adherencia del cemento con la tubería de revestimiento, originando la formación de canales de flujo. 11. De haber contado con un esquema de producción administrado para el presente pozo en estudio, y de acuerdo al análisis grafico realizado mediante la comparación cualitativa de los perfiles graficados de declinación de la tasa de aceite vs. tiempo acumulado de producción, se observa que el pozo pudo haber producido por un periodo de 800 a 3500 días aproximadamente, hasta alcanzar el limite económico fijado (LE) de 50 bpd, previéndose 5.

Elaborado por: José Rogelio Villaseñor González Validado por: Juan Urbina Hernández Revisado por: José Luis Hernandez Martínez

12.

13.

14.

15.

16.

una recuperación de 125,000 a 300,000 barriles para un WOR=10.5 (%FW=95). Para la determinación de la relación de índice de productividad del pozo en estudio (IPR), se partió de modelo multicapa (en software Prosper cotejado con Pipesim y Wellflo) mediante la información caracterizada de Pws, Tws, k, e, rw, re, A, CA, y S=4, se define que el pozo en estudio, podría presentar un potencial o AOF que varia de 5,000 bpd, el mas pesimista, a 13,000 bpd el mas optimista; para fines de este trabajo se considera el potencial mas pesimista analizado, y así garantizar los mejores resultados con el objeto de valorar la explotación del pozo en cuestión mediante la implementación de los Sistemas Artificiales de Producción con BEC, BHJ y BNC. Se establece que la correlación de flujo multifasico vertical (CFMV) a utilizar será la de Hagedorn & Brown, ya que es la mas representativa en los pozos del campo al que pertenece el SAMARIA 103. no se pudo definir particularmente la correlación de flujo multifasico dado que al efectuar el escenario del IPR Septiembre del 2012 se considero un corte de agua de 60% y una RGA de 250 m3/m3 (condiciones por tendencia mas criticas presentadas), De la matriz de criterios de selección para la aplicación óptima de SAP, en función delas condiciones presentes tanto de fondo, como de superficie; se valido en primer término la aplicabilidad del SAP de BEC, seguido en el orden de aplicabilidad del BHJ en segundo termino y descartando al SAP de BNC por completo por el alto corte de agua manejado para este caso en particular. Para la realización del diseño de SAP de BNC, BHJ y BEC en el pozo de estudio, se realizo la comparación de los resultados obtenidos de los módulos de diseño de SAP de BNC, BHJ y BEC de los software PIPESIM, PROSPER y WELLFLO. Para el análisis del diseño de SAP de BNC se considero un limite de Qginymax= 2.2 mcpd y una Pinymax= 140 kg/cm2 para aplicación con motocompresores y una Pinymin de 70 kg/cm2 con aplicación de Red de suministro de BN, de igual forma se definió que la profundidad máxima de colocación de mandril seria de 3780 mD. (3780 mV.), se observo que dada la presión de inyección con que se cuenta realmente no se requiere de válvulas de descarga, es suficiente con la válvula operante a la profundidad fijada como máxima; pero de querer seguir un diseño mas optimo y con el ideal de reducir costos futuros, producto del no recurrir de la inducción del pozo, seria recomendable colocar las 3 válvulas de descargas requeridas + la válvula operante; cabe señalar que del análisis de BNC se observo que el pozo podría presentar un comportamiento muy inestable (bacheo severo) producto del alto % de agua, por lo que no se recomienda implementar el diseño de

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BNC aquí presentado, salvo no se cuente con otro SAP mas eficiente para el pozo analizado. 17. Durante el análisis del diseño de SAP de BHJ se consideraron las limitantes de Qldis= 600 bpd, Pinymax= 3900 psig, Qinymotrizmax= 4100 bpd y una Potenciamax= 300 HP, se observo que es viable la implementación de SAP de BHJ, siempre y cuando no se cuente con lo recursos necesarios y la aplicabilidad de un SAP mas eficiente (BEC) con el cual pueda ser explotado el pozo en cuestión. 18. Del análisis de diseño de SAP de BEC se tiene que para definir el gasto de liquido a producir está en función del Qmax del pozo (AOFPpesimista= 5,500 bpd, IP= 3.25 bbl/psi), por lo cual para este caso en particular se definió en 2200 bpd (se optimizo después a 2000 bpd), para una Pcabdis= 16 Kg/cm2, una PTR= 12 kg/cm2 y una profundidad optimizada de colocación de la bomba en el diseño 3,600 mD.; deberá utilizarse metalurgia del eje motriz del equipo de BEC de Tipo Inconel Reda 623 y 710, sensor multivariable en el fondo que soporte temperaturas de 150° C o mayores, dado que NO se tiene limitantes mecánicas se recomienda el uso de un motor de la serie 562 (520 HP), se tiene que la velocidad del fluido en el motor es de 1.92 ft/s, al compararla con la velocidad mínima teórica esta excede en casi 92%, por lo cual se garantiza mantener una temperatura de operación calculada por software de 168 °C @ frecuencia base de diseño de 54 Hz, se recomienda utilizar 2 protectores de la serie 562 HL en configuración LSBPB, para evitar que el devanado eléctrico del motor entre en contacto con los fluidos producidos del pozo, compensación de las cargas axiales sobre el cojinete de empuje y alargar la operación del motor por excesos de paros y arranques, se deberá considerar el uso de entrada de fluidos (%GasLibreEntradaES0= 53.5%) con separador de gas (%ES Natural= 49.7% por alhanati, %ES= 75% por lee y % por pipesim el %ESTotal= 86.2%) y a la vez también un equipo Manejador de Gas (AGH serie 20/40) incrementando el porcentaje de manejo de gas hasta un máximo de 45% (%GasLibre= 13.3% dentro de la bomba después de separación, para el caso base), el equipo de bombeo considerado en el presente análisis son un máximo de 3 bombas S2600N en tándem (268 etapas de bombas + 12 etapas equivalentes por el AGH) con etapas compresivas de flujo mixto con una eficiencia de 64.4%, %, Se realizaron sensibilidades encontrándose los siguientes escenarios critico a manejar por el equipo diseñado: 1 90% MAX corte de agua, 2. 210 m3/m3 MAX RGL, 3. 25 kg/cm2 MAX represionamiento en cabeza, 4. 15 kg/cm2 MAX declinación de presión de yacimiento, se requiere la utilización de 3700 m de cable de potencia tipo redondo estriado del No.1 de cobre de 5 KVA, con tubería capilar integrada, considerar el uso de 150ft (o mas) de cable de extensión del motor tipo plano del No. 4 de 5 KVA, se deberá

Elaborado por: José Rogelio Villaseñor González Validado por: Juan Urbina Hernández Revisado por: José Luis Hernandez Martínez

contar en superficie con un “SKIT”, conformado por un variador de frecuencia de 18 pulsos que cumpla con la norma IEEE-519 vigente, equipo de comunicación en tiempo real, caja de fusibles de alta tensión, transformador elevador y transformador desfasador o similar, el SAP de BEC dimensionado, requiere en superficie de un sistema de generación de energía eléctrica continua e ininterrumpida de tipo 24/7 (dos motogeneradores diesel en paralelo con tablero de transferencia de cargas) que satisfaga la demanda de potencia total requerida del sistema calculada de 300 hp, se deberá realizar antes de la puesta en operación del SAP de BEC un análisis completo de sistema de protección a tierra física (pozo y equipo de superficie) y un análisis de calidad de la energía, se recomienda la inyección de producto inhibidor de inorgánicos u orgánicos (según sea el caso) por medio de la tubería capilar integrada al cable de potencia, distribuida por difusor colocado por debajo del sensor por medio de tubo cola sobre centralizador, en la dosificación requerida que asegure la no incrustación/depositacion sobre el aparejo de producción y el equipo de BEC. 19. De los resultados obtenidos en el presente estudio, se concluye que el SAP mas optimo a implementar, acorde a las condiciones actuales que podrían presentarse, es el Bombeo Electrocentrifugo, ya que se obtendría un Qo= 800 bpd de aceite y un Qg= 0.5 mmpcd, siempre y cuando se presente las condicionante de un %FW=60, RGA= 250 m3/ m3 y S=4 (o menor). 20. La fiabilidad de los resultados obtenidos en el estudio: ANÁLISIS DE PRODUCTIVIDAD PARA LA APLICACIÓN Y DISEÑO DEL SAP OPTIMO PARA EL POZO SAMARIA-109 (ESTADO ACTUAL CCP) DEL ACTIVO DE PRODUCCION SAMARIA LUNA DE PEP, depende por completo de la calidad de la información analizada proporcionada por PEMEX, así como la actualización en tiempo de la misma, se deberá considerar la ingeniería o estudio de diseño que presente las compañías prestadoras de servicios para el SAP a implementar, cotejando y evaluando la información presentada por estos, con los resultados aquí desarrollados; sin olvidar lo criticidad de la completacion/terminación del pozo durante la RMA C/E a programarse. 21. Para garantizar un mejor éxito en la aplicación de las recomendaciones desarrolladas, es necesario realizar una prueba de presión o curva de incremento en condiciones dinámicas, o por lo menos registro con sonda de memoria por estaciones, con su respectivo aforo al momento de la finalización de la completacion/terminación la RMA C/E a definir.

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