Optimización De La Producción Del Campo Solís Mediante Estimulación Orgánica De Pozos..docx

INFORME TÉCNICO DE LA RESIDENCIA PROFESIONAL

OPTIMIZACIÓN DE LA PRODUCCIÓN DEL CAMPO SOLÍS MEDIANTE ESTIMULACIÓN ORGÁNICA DE POZOS.

PRESENTA: REYES MONTENEGRO ERICK MIGUEL MORA GARCÍA HECTOR ALBERTO

ASESOR INTERNO: ING. HILDA PAVÓN RIVERA

ASESOR EXTERNO: ING. JUAN JOSÉ MAR MARTÍNEZ

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CERRO AZUL, VERACRUZ. ÍNDICE JUSTIFICACIÓN ........................................................................................................ 3 OBJETIVO GENERAL ............................................................................................... 4 OBJETIVO ESPECÍFICO .......................................................................................... 4 PROBLEMA A RESOLVER ........................................................................................ 5 METODOLOGÍA (DESCRIPCIÓN DE LAS ACTIVIDADES) ...................................... 6 ACTIVIDAD No. 1.- RECONOCIMIENTO DEL ÁREA. .............................................. 6 LOCALIZACIÓN DEL ÁREA: .................................................................................. 6 HISTORIA DEL ÁREA CERRO AZUL–NARANJOS. .............................................. 7 ACTIVIDAD No. 2.- RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN DE LOS POZOS DEL CAMPO. ................................................................................................................... 13 BASE DE USUARIO DEL POZO SOLÍS 123 ....................................................... 14 ACTIVIDAD No. 3.- ANÁLISIS DE INFORMACIÓN. ................................................ 16 ANÁLISIS DE LABORATORIO. ............................................................................ 17 CARACTERIZACIÓN FÍSICA. .............................................................................. 18 ACTIVIDAD No. 4.- PROPUESTAS DE MEJORA. .................................................. 21 ACTIVIDAD No. 5.- APLICACIÓN DE LA PROPUESTA Y SEGUIMIENTO. ............ 22 DISEÑO DEL TRATAMIENTO .............................................................................. 22 PROGRAMA OPERACIONAL PARA LA EJECUCIÓN DEL SERVICIO EN POZO SOLÍS 123. ........................................................................................................... 25 ACTIVIDAD No. 6.- EVALUACIÓN DE RESULTADOS............................................ 34 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES. .......................................................... 37 RESULTADOS OBTENIDOS: ............................................................................... 40 COMPETENCIAS DESARROLLADAS Y/O APLICADAS. .................................... 41

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JUSTIFICACIÓN El ciclo de vida productiva de los yacimientos llega a una etapa de declinación de la presión natural de este, lo que propicia que la producción disminuya, para dar solución a este decremento total o parcial de la producción acumulada del yacimiento en algunos pozos, y con esto prolongar el ciclo mencionado, es aplicando métodos de recuperación primaria en primera instancia, secundaria y mejorada, según sea el estado del pozo. El Campo Solís se encuentra en un estado maduro, esto por el hecho de presentar declinaciones en la productividad adjuntando los resultados de pruebas de producción, por lo que se aplicará un programa de medición, limpieza y separación trifásica para obtener, procesar y analizar la información obtenida de dicho campo para designar pozos candidatos a la estimulación propuesta.

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OBJETIVO GENERAL Optimizar la producción mediante la estimulación orgánica de los pozos ubicados en el Campo Solís Municipio de Álamo, Temapache, Veracruz.

OBJETIVO ESPECÍFICO 

Investigar y recopilar la información Histórica de producción del Campo Solís.



Analizar la información y con ello proceder a la selección de los pozos candidatos y realizar una propuesta de optimización de la producción base a estimulaciones orgánicas.



Ejecutar un programa de optimización mediante la estimulación orgánica.



Evaluar la producción después de la estimulación.

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PROBLEMA A RESOLVER 

Declinación de la producción del Campo Solís.

Para se determinar el problema de obstrucción se realizó un análisis de la información con lo cual se determinó el problema que se tiene y causa la baja de la producción, se tubo como resultado que la tuberia de producción prestena la presencia de material orgánico dispersando asfáltenos y parafinas en el trayecto del aparejo de producción disminuyendo así el diámetro de la tubería de producción y el intervalo de la formación productora.

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METODOLOGÍA (DESCRIPCIÓN DE LAS ACTIVIDADES)

ACTIVIDAD No. 1.- RECONOCIMIENTO DEL ÁREA. Para la ejecución de esta actividad fue necesario hacer un reconocimiento de la información existente, con la finalidad de tener una visión más amplia que permita un mayor entendimiento de los datos, se inicia esta actividad describiendo los detalles de la zona.

LOCALIZACIÓN DEL ÁREA: El Campo Solís se ubica en el estado de Veracruz en el Municipio de Álamo Temapache (Figura 1), en las coordenadas geográficas: LAT = 21.168211 y LOG 97.709595 con coordenadas UTM en X = 633,970 mts Y = 2,341,144.05 mts. Se localiza dentro de la conocida Faja de Oro Terrestre del Activo Integral Poza Rica - Altamira; comprende un área de 358 km2.

Figura 1.- Mapa de Coordenadas Geográficas del Campo Solís de Allende

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HISTORIA DEL ÁREA CERRO AZUL–NARANJOS. El sector Operativo Cerro Azul–Naranjos ha tenido una historia de producción muy activa, este sector se encuentra ubicado dentro del área mundialmente conocida como la Faja de Oro. Dentro del sector Cerro Azul-Naranjos se encuentra el Pozo Cerro Azul No. 4, uno de los pozos con fama mundial por su alta producción en sus inicios, así como su producción acumulada y con una producción por más de 100 años ininterrumpida y siendo un pozo fluyente natural, actualmente la producción bruta del Área Cerro AzulNaranjos, es de 12,357 barriles/d y 6336 barriles de producción neta, ver Figura 2 y Gráfica 1.

Figura 2.- Reporte de Producción CA-N mes de septiembre 2018

Gráfica 1.- Producción CA-N

Dentro del área Cerro Azul-Naranjos, se encuentra el Campo Solís, en el cual se desarrolla el presente proyecto. 7

La Faja de Oro está constituida por una porción terrestre y una marina; bordeando los arrecifes se acumularon sedimentos de talud provenientes de la erosión del propio arrecife, conocidos como formación Tamabra. El Campo Solís se localiza geológicamente en la cuenca Tampico-Misantla (Figura 3), y en la parte occidental de la plataforma de Tuxpan; La cuenca sedimentaria Tampico-Misantla tuvo su origen del Paleoceno–Mioceno, y la plataforma de Tuxpan durante el Cretácico Medio. La Cuenca Petrolera Tampico-Misantla, se localiza en la porción centro-oriental de la República Mexicana, comprende desde el extremo sur del Estado de Tamaulipas hasta la parte central de Veracruz, las porciones orientales de los estados de San Luis Potosí, Hidalgo, norte de Puebla y occidente del Golfo de México hasta la isobata 200 m. Limita al norte con la porción central de la Cuenca de Burgos, al sur con la Cuenca de Veracruz, al oeste con el frente del Cinturón Plegado de la Sierra Madre Oriental y al este con aguas territoriales en la Provincia de Cordilleras Mexicanas.

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Figura 3.- Mapa de ubicación, Cuenca Tampico - Misantla

COLUMNA ESTRATIGRÁFICA. La columna estratigráfica de Provincia Petrolera de Tampico-Misantla (Figura 4), contempla del Triásico- Jurásico Inferior a la edad reciente. Hacia la base presenta sedimentos terrígenos de lechos rojos rellenando las fosas de horst y grabens, cubiertos por depósitos transicionales con mayor contenido de carbonatos durante el Jurásico

Medio

(Formación

Huizachal, Formación

Huayacocotla,

Formación

Cahuasas, Formación Tenexcate, Formación Tepexic). Durante el Jurásico Superior se registró un evento transgresivo de orden mayor depositando sedimentos calcáreoarcillosos con altos contenidos de materia orgánica (Formación Santiago, Formación Tamán, Formación Pimienta) y sedimentos terrígenos depositados sobre los altos de basamento aún emergentes (Formación San Andrés, Formación Chipoco, Formación Casitas). Sedimentos calcáreos en ambientes marinos abiertos (Formación Tamaulipas Inferior) con el inicio de desarrollo de grandes plataformas carbonatadas durante el Albiano-Cenomaniano dando lugar a depósito de las Formaciones El Abra, Tamabra y Tamaulipas Superior. Del Turoniano al Mastrichtian, rocas caracterizadas por elevado contenido de materia orgánica (Formación Agua Nueva) que varían verticalmente a carbonatos y margas de ambientes de cuenca (Formación San Felipe, Formación Méndez). Durante el Paleógeno inicia el depósito de sedimentos arcillo-arenosos en ambientes marinos profundos. Por flujos turbidíticos provenientes de la erosión de la Sierra Madre Oriental (Formaciones como Velasco, Chicontepec y Guayabal). Durante esta época se forman el Paleocañón de Bejuco - La Laja y el Paleocanal de Chicontepec. A finales del Eoceno, se presenta un levantamiento isostático regional a lo largo de la margen occidental de la cuenca, dando como resultado la erosión de gran parte de la columna estratigráfica (Jurásico-Neógeno) y depositando una gran cantidad de sedimentos del tipo molasa con progradación de depocentros hacia el Este

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(Formaciones Tantoyuca, Chapopote, Horcones, Palma Real, Mesón y Tuxpan).

Figura 4.-Columna Estratigráfica de Tampico-Misantla.

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PLAYS (Tabla 3) Tabla 3.Plays Convencionales – Elementos. PLAY

San Andrés

Tamaulipas Inferior

San Felipe Agua Nueva

Tamabra

El Abra

Chicontepec

Mioceno Plioceno

ROCA ALMACÉN Grainstones oolíticos dolomíticos, porosidad primaria y secundaria (San Andrés, Kimmeridgiano) Calizas pelágicas fracturadas (Tamaulipas Inferior, BerriasianoAptiano) Calizas fracturadas de cuenca (San Felipe Agua Nueva, TuronianCampaniano) Brechas y turbiditas de talud carbonatado (Tamabra, AlbianoCenomaniano) Arenas carbonatadas karstificadas de margen de plataforma, porosidad primaria y secundaria (El Abra, AlbianoCenomaniano) Areniscas turbidíticas de complejos de canal y abanicos submarinos (Chicontepec, PaleocenoEoceno) Areniscas de barras costeras (Mioceno-

SELLO

TRAMPA

TIPO DE HIDROCARBURO

Estratigráficas (acuñamientos contra altos de basamento, cambio de facies)

Aceite ligero (TitonianoOxfordianoKimmeridgiano)

Arenque, San Andrés

Aceite pesado a ligero

TamaulipasConstituciones

Aceite pesado a ligero (Titoniano)

Ébano, Pánuco

Aceite ligero (Titoniano)

Poza Rica, Tres Hermanos

En tierra aceite Pesado a ligero, condensado y gas asociado en la parte marina (Titoniano)

Cerro Azul, Solís, Santa Águeda, Atún, Bagre

Lutitas intercaladas (Chicontepec)

Estratigráficas y combinadas (cambio lateral de facies, bajo discordancia, asociadas a pliegues)

Aceite pesado a ligero (Titoniano-Terciario)

Agua Fría, Tajín, Coapechaca, Soledad

Limolitas arcillosas intercaladas

Estructurales (anticlinal de rollover, cierre

Gas seco y húmedo

Lankahuasa, Sihini

Calizas arcillosas (Pimienta)

Calizas arcillosas (Tamaulipas Inferior, Otates)

Estructurales, combinadas (anticlinales, bajo discordancia)

Margas (Méndez )

Estructurales (pliegues y zonas de fractura asociadas a fallas)

Calizas arcillosas compactas (Tamaulipas Superior, Agua Nueva)

Combinadas (por cambio lateral de facies y basculamiento)

Calizas arcillosas y lutitas (Agua Nueva, San Felipe, Méndez, Terciario)

Estratigráficas (paleorelieve de depósito)

CAMPOS

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Plioceno)

(MiocenoPlioceno)

contra falla)

Sección geológica para Plays Convencionales en la Cuenca de Tampico-Misantla. (Figura 5).

Figura 5.- Plays Convencionales.

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ACTIVIDAD No. 2.- RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN DE LOS POZOS DEL CAMPO. Para la ejecución de esta actividad fue necesario revisar las bases de usuarios que PEMEX entrega de los pozos del campo Solís (Figura 6) con la finalidad de determinar cuál pozo es candidato para hacer una intervención de estimulación orgánica (Tabla 2), así mismo se muestra el estado mecánico actual del Pozo Solís 123 (Figura 6) y su base de usuario (Figura 5).

Figura 6.- Plano de localización de pozos del Campo Solís.

NOMBRE POZO

SISTEMA

ESTADO

Solís

123

Abierto

Solís

137

Abierto

Solís

132

Abierto

Tabla 2.- Pozos del Campo Solís prospectos a Estimulación Orgánica

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BASE DE USUARIO DEL POZO SOLÍS 123 ACTIVO INTEGRAL DE PRODUCCIÓN BLOQUE N02 COORDINACIÓN DE DISEÑO DE EXPLOTACIÓN CAMPO Solís POZO No. 123 POZOS VECINOS Solís, 122, 125, 119 DIÁMETRO Y PROF. DE TR (m) 9 5/8", 108.8 ; 6" 737.3 DIÁMETRO Y PROF. DE TP (m) 2 3/8 A 740.3 CAMISA CERRADA .. CONECTOR .. PROFUNDIDAD INTERIOR(m) 742.4 FORMACIÓN Cretácico Superior/ El Abra GRAVEDAD ESPECÍFICA DE 2.62 FORMACIÓN (gr/cm3) LITOLOGÍA Caliza (Cretácico Superior: 65%, El Abra: 95%), Lutita (Cretácico Superior: 35%, El Abra: 5%) INTERVALOS DISPARADOS (m) 737.3 - 742.4 CUERPO A ESTIMULAR (No.) 1 ESPESOR NETO DEL CUERPO (m) 5 (0.4 m dentro de El Abra) ESPESOR NETO LIMPIO (m) .. POROSIDAD (%) 14 (Pozo sin registros, valor promedio del Campo para el Abra) GRADIENTE DE FRACTURA (psi/ft) .. 3 3 FACTOR DE VOL. DE ACEITE (m /m ) .. DENSIDAD DEL ACEITE (gr/cm3) .. GRAVEDAD DEL ACEITE (API) .. SATURACIÓN DE ACEITE (%) .. SATURACIÓN DE AGUA (%) 25.30 (Pozo sin registros, valor promedio del campo para el Abra) PRODUCCIÓN ACTUAL (bpd) 6 3 3 RGA (m /m ) 445.25 TEMPERATURA DE FONDO (°C) 60.8 PRESIÓN DE FONDO CDO. (psi) 940.92 MÓDULO DE YOUNG (psi) (caliza) 8 X 10^6 MÓDULO DE YOUNG (psi) (lutita) 13 X 10^6 RELACIÓN DE POISSON (caliza) 0.2 RELACIÓN DE POISSON (lutita) 0.4 RADIO DE DRENE (m) 200 PRESIÓN DE FRACTURA (psi) 12287 Figura 5.- Base de datos actuales del Pozo Solís 123

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ESTADO MECÁNICO DEL POZO SOLÍS 123

Figura 6.- Intervalo productor agujero descubierto 737.3 – 742.4 m.

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ACTIVIDAD No. 3.- ANÁLISIS DE INFORMACIÓN. El Campo Solís está conformado por un total de 35 pozos perforados, de los cuales 3 son fluyentes, 17 pozos cerrados, 11 intermitentes y 4 con Bombeo Mecánico. Para la realización de esta actividad se llevó a cabo una investigación en las bases de usuarios que PEMEX entrega de los Pozos del Campo Solís, la selección de los Pozos Solís 123, 132 y 137 (Tablas 3, 4 y 5) fue debido a que son los únicos que se encuentran en estado fluyente y presentan abatimiento de presión. Tabla 3.- Base de usuario del Pozo Solís 123 POZO

ESTADO

SIS T

Ø ESTR (1/64")

Pwh Kg/cm²

Pozo Solís 123

Productor

(F)

4

11

PROD. BASE BPD BRUTA AGUA NETA (BPD) (%) (BPD)

38

65

13

GAS PRODUCIDO m3/100 mmpcd

2.06

0.007

Fuente: Base de datos de PEMEX.

Tabla 4.- Base de usuario del Pozo Solís 132 POZO

Pozo Solís 132

ESTADO

Productor

SIS T

(F)

Ø ESTR

Pwh

PROD. BASE BPD

GAS PRODUCIDO

(1/64")

Kg/cm²

BRUTA (BPD)

AGUA (%)

NETA (BPD)

m3/100

mmpcd

3

16

25

60

10

1.58

0.005

Fuente: Base de datos de PEMEX. Tabla 5.- Base de usuario del Pozo Solís 137 POZO

Pozo Solís 137

ESTADO

Productor

SIS T

(F)

Ø ESTR

Pwh

PROD. BASE BPD

GAS PRODUCIDO

(1/64")

Kg/cm²

BRUTA (BPD)

AGUA (%)

NETA (BPD)

m3/100

mmpcd

3

11

40

70

12

1.90

0.006

Fuente: Base de datos de PEMEX.

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Debido a las necesidad de conocer información fresca y documentada se procede a realizar un análisis comosicional y toma de muestra para entender las propiedades de los fluidos del yacimiento.

El análisis de las muestras ayuda a identificar el tipo de fluido, evaluar el valor de los hidrocarburos y determinar las propiedades de los fluidos para optimizar así la producción el cual fue realizado por la empresa Proveedora de Fluidos Mexicanos (PFM).

ANÁLISIS DE LABORATORIO.

A petición y atendiendo la problemática presente en el Activo Integral de Producción Bloque N02 las propuestas deben estar acompañadas de las pruebas a los fluidos y la compatibilidad con los sistemas a inyectar al Pozo Solís 123, dentro de los análisis con los que se cuenta están análisis composisional (Tabla 6):

ANÁLISIS COMPOSICIONAL NOMBRE DEL POZO: FECHA DE ANÁLISIS: TEMPERATURA:

Solís 123 27/07/2018 60 °C

INFORMACIÓN DEL POZO: Tabla 6.- Resultados del análisis físico del pozo Solís 123

DETERMINACIÓN O PRUEBA

MÉTODO / NORMA

RESULTADO

UNIDAD

Asfáltenos (A)

Interno

11.61

%P

Parafinas (B)

Interno

11.26

%P

Resinas Asfálticas (C)

Interno

25.03

%P

17

SIMBOLOGÍA: % (por ciento en peso).

A

C

B

Fuente: Laboratorio de Proveedora de FluidosMexicanos (PFM)

CARACTERIZACIÓN FÍSICA.

CARACTERIZACIÓN FÍSICA. NOMBRE DEL POZO:

SOLÍS 123

FECHA DE PRUEBA:

27/07/2018

MUESTRA:

Blanco:

Con desemulsificante:

PARÁMETRO

RESULTADO

*Aceite (%v) *Agua Libre (%v) *Emulsión (%v) *Sedimentos (%v) *Aceite (%v) *Agua total (%v) *Emulsión (%v) *Sedimentos (%v) **Densidad (g/cc)

92 2 6 0

0.9100

°API

24

***Viscosidad @ 30 C(cPs)

220.60

91 9 0 0

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MÉTODO/NORMA: *ASTM D-4007: Método estándar para agua y sedimento en aceite crudo por método de centrífuga. **ASTM D-71: Método de prueba estándar para determinar la densidad relativa y la pendiente sólida (método de desplazamiento). ***ASTM D-2194: Método de prueba estándar para la concentración de soluciones.

ANÁLISIS DE COMPATIBILIDAD: Se realizaron varias formulaciones del sistema orgánico F-CYO/ F-CYO L contra crudo del pozo, encontrando la fórmula óptima para el tratamiento y dando como resultado (Figura 7):

"Mezcla 50/50 aceite " Solís 123 + solvente mutual + solvente de asfaltenos y parafinas (F-CYO L) pasadas 4 horas a 70 °C por malla 100 no muestra retención de sólidos. Figura 7.- Resultados de la formulación probada pozo Solis 123 con F-CYO/F-CYO L

La fórmula contiene F-CYO aditivado al 50% (solvente mutual + solvente de asfaltenos y parafinas), cuyos resultados se muestran a continuación (Tabla 7).

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Tabla 7.- Resultados de análisis de compatibilidad del pozo Solís 123

PRUEBA DE COMPATIBILIDAD FECHA DE PRUEBA:

27/07/18

TIPO DE SISTEMA:

F–CYO L

TEMPERATURA DE PRUEBA:

60°C

POZO:

Solís 123 RELACIÓN DEL SISTEMA FLUIDOS (%V)

(50-50)

F-CYO L

50.00

ACEITE

50.00

Tiempo de rompimiento

Separación de fases (%)

10 min

80.00

30 min

100.00

60 min

100.00

120 min

100.00

Claridad fase acuosa / oleosa

BUENA

Sedimentos de malla 100

CERO

Observaciones

Se observa compatibilidad con los fluidos

COMPATIBILIDAD DE LOS FLUIDOS FLUIDOS (%) HOMOGENIZACIÓN

BUENA

COMPATIBILIDAD

BUENA

MISCIBILIDAD

BUENA

COMPATIBILIDAD DE FLUIDOS: BUENA. Fuente: Laboratorio de Provedora de Fluidos Mexicanos (PFM)

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ACTIVIDAD No. 4.- PROPUESTAS DE MEJORA. Debido a la análisis de la informacion mostrada al cliente, se selecciona el Pozo Solís 123 ya que se quiere probar si con la estimulación orgánica a realizar se puede aumentar la producción en este. Quedando descartados los pozos Solís 132 y Solís 137 ya que la tubería de producción se encuentra libre de asfáltenos y los pozos se encuentran en óptimas condiciones. Por lo anterior se elabora la presente propuesta técnica: 

Servicio de Suministro y bombeo de sistema orgánico para limpiezas terrestres de tuberías de producción.

La propuesta se ha elaborado para realizar la limpieza estimulación mediante la circulación en directa con Unidad de Alta Presión (UAP) y sistema orgánico F-CYO aditivado al Pozo Solís 123 del Campo Solís del Activo Integral de Producción Bloque N02. La propuesta ha sido elaborada con base al análisis de laboratorio de las muestras tomada en el Pozo Solís 123. Basados en la información disponible, se propone efectuar estimulación de limpia, con un sistema orgánico conformado por dispersante de asfáltenos y parafinas con un volumen total de 6 m 3 de sistema para estimulación F-CYO – F-CYO L y bombeando a través de UAP en el intervalo 737.3 – 742.4 m hasta forzar 6 m3 del sistema a formación para obtener un radio de penetración de 5 ft aproximadamente, se recomienda dar un tiempo de reposo no mayor a 24 horas. Posterior trabajar pozo para desalojar el sistema de limpieza.

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ACTIVIDAD No. 5.- APLICACIÓN DE LA PROPUESTA Y SEGUIMIENTO. DISEÑO DEL TRATAMIENTO En función a los antecedentes del pozo y a los resultados de las pruebas en el laboratorio de los fluidos del Pozo Solís 123, se plantea realizar una limpieza al aparejo de producción y estimulación en el agujero descubierto de 737.3 – 742.4 abierto de producción y eliminar obstrucción por depósitos orgánicos dentro del aparejo de producción, con la finalidad de restituir la producción del pozo, para los cuales se recomienda utilizar la siguiente formulación: Aditivos F-CYO/F-CYO L que son Solventes/Dispersantes y se ocuparán 6 m 3 para la limpieza del aparejo de producción y la estimulación no reactiva de la formación. La acción que se busca con el sistema F-CYO/F-CYO L es remover los posibles depósitos orgánicos (parafinas/asfáltenos) que están depositándose en las vecindades de la formación y aparejo de producción, de igual forma mejorar la notabilidad al crudo en la vecindad del pozo. El sistema es miscible con el aceite, por lo que no existe emulsión. Después de ser filtrada la solución sistema / crudo no hay formación de sedimentos y la mezcla presentó buena fluidez al pasar por la malla 100.

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ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DEL SISTEMA: F-CYO SISTEMA DE LIMPIEZAS Nombre comercial del producto: F-CYO Sinónimos: Ninguno Aplicación: Disolvente Familia química: Hidrocarburo aromático F-CYO es una composición química específicamente desarrollada para ser usado en líneas con problemas de incrustaciones de asfáltenos, bloqueos de parafina y crudo de alta viscosidad con impedimento de flujo. Aplicaciones: El fluido de limpieza F-CYO se utiliza en volúmenes necesarios para la remoción de incrustaciones orgánicas (asfáltenos y parafinas) circulándolo o dejándolo en tiempo de reposo para su uso eficiente en pozos productores de hidrocarburos, conexiones superficiales, ductos, líneas de descarga y tanques de almacenamiento. Compatibilidad: Por su base nafta es compatible con aceite crudo y no es necesario separarlo de la producción, compatible con solventes orgánicos por su base hidrocarbonada. Beneficios: Diseñado para limpiezas, circulaciones inversas y directas, remover tapones viscosos, remover obstrucciones de depósitos orgánicos, compatibilidad total con el hidrocarburo, mejora la productividad de los pozos, recupera el diámetro efectivo de las tuberías, no es necesario separarlo de la producción, eficiente en costos y tiempos. COMPOSICIÓN / INFORMACIÓN SOBRE LOS INGREDIENTES Sustancia CAS Porcentaje Gas Nafta 8052-41-3 20-40 Nafta de petróleo aromático pesado 64742-94-5 40-80 1,2,4-Trimetilbenceno 95-63-6 5-10 PROPIEDADES FÍSICO - QUÍMICAS Método ASTM Método ASTM Peso D1298 0.72 – 0.82 ND efectivo Peso molecular (gr/cc) Temperatura Presión inicial de D-86 76 de D-323 <1 ebullición ( °C) vapor (psi) Temperatura de Ambiente Café obscuro D-92 inflamación (°C) Color Olor Hidrocarburo NO CALENTAR EL FLUIDO **El sistema F-CYO no debe ser calentando en sistemas abiertos. Solo en ambientes herméticos.

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F-CYO-L SISTEMA DE ESTIMULACIONES ORGÁNICAS

Nombre comercial del producto: F-CYO-L. Familia química: Hidrocarburo aromático. Sinónimos: Sistema de estimulaciones. Aplicación: Disolvente. F-CYO-L es una composición química orgánica para tratamientos a pozos productores de hidrocarburos terrestres, tiene la capacidad de remover alto contenido de material orgánico dispersando y/o diluyendo asfáltenos y parafinas. Aplicaciones: El fluido de limpieza F-CYO se utiliza en volúmenes necesarios para la remoción de incrustaciones orgánicas (asfáltenos y parafinas) en tiempo de reposo para hacer su uso más eficiente en pozos productores de hidrocarburos, recuperando la tasa promedio del pozo, facilitando la fluidez del mismo. Compatibilidad: Por su base nafta es compatible con aceite crudo y no es necesario separarlo de la producción, también compatible con solventes orgánicos por su base hidrocarbonada. Beneficios: Diseñado para estimulaciones orgánicas, limpiezas rápidas de pozo, mejorando la fluidez, recuperando diámetros obturados por orgánicos en aparejos de producción y restituyendo el diámetro de los poros de la formación. COMPOSICIÓN / INFORMACIÓN SOBRE LOS INGREDIENTES Sustancia CAS Porcentaje (%) Gas Nafta 8052-41-3 20-40 Nafta de petróleo aromático pesado 64742-94-5 40-80 1,2,4-Trimetilbenceno 95-63-6 5-10

Peso molecular Temperatura inicial de ebullición ( °C) Temperatura de inflamación (°C) Olor

PROPIEDADES FÍSICO - QUÍMICAS Método Método ASTM ASTM Peso D1298 ND efectivo (gr/cc) Presión de D-86 ND vapor (psi) D-329

D-92

ND

Color

0.72 – 0.82

<5

Café obscuro

Hidrocarburo NO CALENTAR EL FLUIDO

**El sistema F-CYO no debe ser calentando en sistemas abiertos. Solo en ambientes herméticos.

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PROGRAMA OPERACIONAL PARA LA EJECUCIÓN DEL SERVICIO EN POZO SOLÍS 123. 1. Se realiza junta operativa para realizar los permisos y formatos de SSPA necesarios para realizar la instalación del equipo y dar a conocer el objetivo del programa. 2. Con Unidad de Tubería Flexible (UTF) para bombear sistema orgánico con la finalidad de realizar la estimulación de limpia. 3. Se realiza acta de entrega recepción de la instalación. 4. Se da inicio a la instalación y operación de acuerdo con programa operativo: a) Medir presiones operativas del pozo antes de instalar unidad de bombeo de sistema orgánico. b) Verificar conexiones superficiales de control. c) Instalar UTF, pipas con sistema orgánico, en la posición señalada por el personal de PEMEX (Válvula de Sondeo de la Tubería de Producción), considerando siempre colocar el camión en dirección a ruta de escape y en contra la corriente del viento garantizando la conexión al ducto en el punto señalado por personal de PEMEX. d) Preparar y probar el equipo. e) Instalar registrador de presiones, para medir la presión de bombeo (Obligatorio, operador del equipo de bombeo). f) Despejar al personal lejos de las líneas previo a comenzar la prueba. No 25

camine a lo largo de las líneas presurizadas. Libere toda la presión de las líneas antes de intentar reparar fugas. Probar líneas y conexiones con 2500 Psi (176 Kg/cm2), por 5 minutos (Operador del equipo de bombeo). En ninguna circunstancia durante la prueba de líneas, se deberá exceder la presión máxima de trabajo de ninguno de los componentes del sistema. Informar a todo el personal sobre la ejecución de la prueba de presión. g) De existir fugas severas y no se puede corregir, suspender operaciones, lo contrario seguir con procedimiento pautado. 5. Esperar por personal de PEMEX para alinear pozo y dar el permiso para el inicio al bombeo por tubería de producción con pozo cerrado a batería, monitoreando las presiones, inyectando: a) Bajar TF @ 300 mts y comenzar bombeo de 0.5 m³ de fluido de control de 1.5 bpm con una presión de bombeo de 200 psi hasta llegar @ +/- 742 mD, estacionar TF, y dar un tiempo de atraso con fluido de control a un gasto de 1.5 bpm. b) Subir TF a 740 m e iniciar bombeo de 6 m3 de sistema orgánico F-CYO/FCYO L a un gasto de inyección de 1.0 bpm con una presión de bombeo de 100 Psi contra formación. c) Continuar bombeo de nitrogeno para desplazar sistema y lavar la zona del agujero abierto a producción a un gasto de 1.0 bpm y una presión de bombeo máxima de 100 psi. d) Sacar TF y dejar reposar el bache de limpieza/estimulación en la vecindad del pozo por un lapso de 24 hrs para una mejor efectividad. e) Abrir pozo para recuperar sistema y material orgánico removido a superficie y 26

fluido de llenado. 6. Se entrega pozo y copia de reporte supervisor de operación de PEMEX de campo. Nota: Este programa está sujeto a modificación durante el desarrollo de la prueba. Así mismo el diseño de la operación dependerá de las condiciones previas y actuales en que se encuentre el pozo.

DIAGRAMA DE INSTALACIÓN DE EQUIPOS

En la siguiente Figura 8 se muestra el diagrama de instalación de los equipos en pozo; en la Tabla 8 se visualizan los datos correspondientes a la actividad y el tiempo total que debería tener la operación de limpieza del Pozo Solís 123.

Figura 8.- Diagrama de instalación de los equipo en la locación

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Tabla 8.- Tiempo de actividad operacional estimado.

ACTIVIDAD OPERACIONAL

TIEMPO EFECTUADO

Instalación de equipo a pozo

60 minutos

Circulación de los sistemas

52 minutos

Desmantelamiento de equipo

60 minutos 172 minutos

Fuente: Programa operacional de ejecución de servicios OPP Servicios Petroleros.

MATERIALES Y EQUIPOS A UTILIZAR (Tabla 9). Tabla 9.- Materiales y Equipos a utilizar durante la operación.

LIMPIEZA CON SISTEMA CANTIDAD

ORGÁNICO PARA POZO SOLÍS 123. DESCRIPCIÓN:

1

Pipa para transporte y suministro de sistema orgánico (F-CYO / F-CYO L).

1

Unidad de alta presión para efectuar bombeo de sistema orgánico.

6 m3

Sistema Orgánico de limpieza F-CYO / F-CYO L.

2 m3

Sistema de control por parte de PEMEX.

1

Camioneta Pick UP.

Fuente: Programa operacional de ejecución de servicios OPP Servicios Petroleros.

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ASPECTOS DE SEGURIDAD A CONSIDERAR DURANTE LA EJECUCIÓN DEL SERVICIO ESTIMULACIÓN. Medidas de Seguridad Específicas: 1. Revisar condiciones del sitio de trabajo previo a instalación incluyendo el árbol de válvulas, contrapozo, conexiones, bridas, espárragos, etc., para determinar las condiciones operativas. 2. Previo al inicio de las actividades se realizará la reunión de seguridad para asegurar que todo el personal involucrado en las actividades comprenda plenamente su participación, con la finalidad de minimizar los riesgos y evitar accidentes. 3. El contrapozo deberá estar completamente seco y sin residuos, de no ser así deberá ser achicado antes de iniciar la intervención. 4. No se ejecutarán operaciones en las que el árbol de válvulas presente fugas o no cuenten con las condiciones necesarias de seguridad para su operación. 5. No se golpeará ninguna tubería presurizada, solo debe hacerse hasta que se encuentren desfogadas y libre de presión. 6. Es necesario contar con dos extintores por unidad, listos para usarse en cualquier conato de incendio o alguna emergencia. 7. Durante el bombeo con la Unidad de Alta Presión (UAP), el personal que no tenga injerencia se retirara del sitio evitando exponerse al riesgo inherente de la operación. Así mismo se tendrá el área acordonada y debidamente señalizada, haciendo énfasis en el manejo de altas presiones. 29

8. Se realizarán pruebas de hermeticidad a las líneas superficiales de control junto con todos los componentes, de acuerdo al programa operativo respetando las presiones máximas calculadas previamente. 9. Todo el personal que intervenga en la operación deberá contar con el equipo de protección adecuado como: guantes, botas, lentes, overol, casco y protección auditiva. 10. Todo el personal de PFM-OPP, deberá conocer todos los procedimientos operativos y críticos aplicados en la ejecución del trabajo que se esta realizando. 11. Con el fin de minimizar el riesgo al medio ambiente, todo el personal deberá seguir con los procedimientos de selección, recolección y disposición final de los residuos que se puedan generar durante y después de la operación. 12. Se tendrá controlado el acceso a la instalación evitado que personas ajenas a la operación se expongan al riesgo. 13. Se discutirá el plan de contingencia y plan de respuesta a emergencias, determinando la ruta de segura de escape y punto de reunión.

Medidas Generales de SSPA de acuerdo a los Requerimientos del Anexo SSPA. 1. No ingresar a las instalaciones con aliento alcohólico. 2. No ingresar a las instalaciones bajo los efectos de alguna droga. 3. No introducir armas de fuego. 30

4. No introducir sustancias ilícitas. 5. Cuando se requiera el ingreso de medicamentos notificarlo al personal de vigilancia. 6. Realizar el Análisis de Seguridad en el Trabajo (AST). 7. Tramitar y/o aplicar el permiso de trabajo con riesgo (cuando se requiera). 8. Realizar platica de inicio de labores con temas de SSPA. 9. Realizar auditoria efectiva por parte del ingeniero de campo y/o ingeniero de SSPA. 10. El uso del equipo de protección personal y específico es obligatorio. 11. Realizar cierre de acta entrega – recepción de la localización y/o instalación. 12. Verificar que los equipos, maquinaria y vehículos de combustión interna estén dotados de mata chispas. 13. Utilizar equipos accesorios y conexiones eléctricas a prueba de explosiones. 14. Obedecer y respetar las señalizaciones prohibitivas y restrictivas. 15. Obedecer y respetar las señalizaciones informativas y preventivas. Instalar señalizaciones cuando las actividades lo ameriten. 16. Colocar señales dónde se ejecuten trabajos con riesgo potencial para el peatón o los trabajadores. 31

17. Cuando se retiren rejillas colocar barreras de protección físicas con doble línea perimetral y el letrero “prohibido el paso”. 18. Tener sus documentos personales en orden y vigentes. 19. Participar en práticas de simulacros que Petróleos Mexicanos establezca para instalaciones de Petróleos Mexicanos donde realicen sus actividades. 20. Colaborar con la atención a emergencias. 21. No dañar, comercializar, o sustraer especie de flora del lugar dónde se realicen los trabajos. 22. No verter al mar, lagunas, ríos, pantanos, u otro bien nacional, su 23. Todos los vehículos que ingresen a una instalación de Petróleos Mexicanos deben cumplir con el lineamiento 800-80000-dcsipa-I-02. 23. No estacionarse en salidas normales y de emergencias, hidrantes, gabinetes, mangueras contra incendio, equipo contra incendio, y zonas o pasillos de circulación del personal. 24. Utilizar vehículos adecuados para el transporte de personal. 25. Adjuntar la información da la composición química de las sustancias peligrosas. 26. Tener sus documentos personales en orden y vigentes (licencia tipo “E”, tarjeta de circulación, identificación oficial, póliza de la unidad vigente, póliza ambiental vigente, hoja de seguridad de los productos, procedimientos autorizados, permisos de transportación de materiales peligrosos, manifiesto 32

de embarque). stancias nocivas liquidas, aguas sucias, materiales y residuos. Equipo de Seguridad en sitio: 1. Detector multigas. 2. Extintores PQS. 3. Cinta barricada. 4. Señalamiento de seguridad. 5. Lona con recomendaciones SSPA. 6. Marros de bronce. 7. Botiquín de primeros auxilios. 8. Equipo de respiración autónomo.

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ACTIVIDAD No. 6.- EVALUACIÓN DE RESULTADOS. Equipo Well Testing de Cía. OPP Servicios Petroleros instalado al 100% (válvula de seguridad, manifold, separador trifásico, quemador vertical, presa metálica y líneas de quema) Se fluye pozo by pass de equipo completo de medición por un estrangulador 4 mm derivando gas y líquidos a batería (Tabla 10), posterior a la estimulación, el pozo fluye por equipo completo de medición por un estrangulador 3 mm (Tabla 11) derivando gas y líquidos a bateria.

Tabla 10. – Medición del Pozo Solís 123 previa a la estimulación. Tiempo Choke Presión Gasto Gasto % de Gasto de Flujo

MM

TP PSI

de

gas

Mmpc/d

24 hrs

4MM

0

0

de

aceite

de

aceite

agua

BPD

BPD

21.60

90

Ph

2.4

2.0

Salinidad

% de

PPM

Agua

32,000

10

Fuente: Reporte de medición de OPP Servicios Petroleros.

Tabla 11. – Medición del Pozo Solís 123 después de la estimulación. Tiempo Choke Presión Gasto de Gasto % de Gasto de Flujo

24 hrs

MM

3MM

TP PSI

0

%

PPM

de

de

Mmpc/d

aceite

agua

Ag

BPD

BPD

ua

24.00

100

de

Salinidad

gas

0

aceite

Ph

0

0

0

0

Fuente: Reporte de medición de OPP Servicios Petroleros.

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CIERRE DE POZO DISPARA LA PRESIÓN EN TP Y TR AL APERTURAR.

P

R E S I

MEDICIÓN PREVIA A LIMPIEZA Y TRATAMIENTO DE POZO

POSTERIOR A LA APERTURA DEL POZO, FLUYE SISTEMA ORGÁNICO

PERIODO DE REPOSO DEL TRATAMIENTO

MEDICIÓN POSTERIOR A LIMPIEZA Y TRATAMIENTO DE POZO

Ó N

HORAS DE MEDICIÓN

Gráfica 3. - Gráfica de medición del Pozo Solís 123

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En la Gráfica 3 podemos observar que al inicio de la medición previa se abrió el pozo a manifold cerrado aportando una presión en TP de 20 psi en la hora 1 de monitoreo, posteriormente la presión va aumentando hasta 230 psi en la hora 88, en la misma hora se cierra TP y se procede a la apertura de TR con la misma presión de 230 psi, en la hora 89 se abre manifold colocándose un estrangulador 4-V.

En este lapso se detiene el monitoreo cerrando el pozo para ser intervenido mediante la operación de estimulación con el sistema orgánico con la UTF al intervalo 737.3 m - 742.4 m con 5 m3 de tratamiento orgánico Q=0.5 bls/min a 0.75 bls/min Padm=120 psi, Posteriormente se desplaza con 1.5 m3 de aceite ligero Q=0.5 bls/min Pb=120 psi a 100 psi.

En la hora 89 con el manifold abierto con un estrangulador 4-V empieza el monitoreo y así mismo flujo del sistema orgánico disminuyendo la presión en tubería de revestimiento de 230 a 110 psi.

De 89 a 113 hrs., se mantiene un estrangulador 4-V posteriormente a la hora 114 se realiza un cambio a un estrangulador 4 mm por motivo de regulación de presión por término de flujo de sistema orgánico.

El 4 mm se mantiene solo de la hora 114 a 116 para continuar regulando el flujo del sistema orgánico y así mismo esperar el flujo de fluidos habituales del pozo.

Al inicio de la hora 117 se cambia el estrangulador 4 mm ajustando a un 3 mm posterior se termina la recuperación de Sistema Orgánico dando paso a la recuperación fluidos del pozo (Aceite 90% y Agua 10%).

De 117 a 140 hrs., variando la presión manteniéndose de 50 a 70 psi, a partir de la hora 122 se empieza a recuperar 100% aceite, recuperando 24.00 bls/d Aceite al finalizar la medición. 36

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES. El presente proyecto se implementó desarrollando un método de estimulación orgánica de pozos altamente usado, puesto que su correcta aplicación resuelve de manera importante los problemas en aparejos de producción y por consiguiente dando como resultado la corrección del daño para restituir u optimizar la producción. La correcta ejecución del programa de estimulación fue de gran importancia para poder cumplir con el objetivo de nuestro proyecto, por ello, se tomaron en cuenta los siguientes aspectos: 

Análisis composicional del hidrocarburo.



Diseño de la estimulación.



Ejecución de la estimulación.

Tener un buen programa de ejecución del servicio fue de gran importancia, ya que nos permitió tener conocimiento de las condiciones que podemos manejar, así como también tener el equipo adecuado y el personal calificado para realizar la estimulación. Tomar en cuenta el estado mecánico actual del pozo, nos permitió tener una mejor visión sobre el bombeo del fluido de control y sistema orgánico F-CYO/F-CYO L, logrando que la velocidad de reacción sea la adecuada y así cumplir con el objetivo del tratamiento en el tiempo estimado. Al elaborar la base de datos del histórico de producción de los pozos Solís 123, Solís 132 y Solís 137 se deja una proyección más clara de la declinación de producción y diferentes tipos de operaciones que se han realizado en el para poder tomar las decisiones correctas con el paso del tiempo.

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Con la comparación de la medición previa a la estimulación y la medición que se realizó posterior a la operación, se observa que el producto orgánico se aplicó de manera correcta e hizo la función esperada, la cual era limpiar la tubería para lograr liberar los poros de la formación y así poder facilitar el flujo del hidrocarburo a la superficie, mejorando la producción de 21.60 a 24.00 bpd. Al concluir el presente proyecto nos deja una visión más amplia y clara de los procedimientos que se llevaban a cabo antes, durante y después de la aplicación de la estimulación organiza de pozos, así como también los aspectos de la seguridad que deben ser aplicados de manera correcta, para tener como resultado una estimulación orgánica de pozo exitosa.

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RECOMENDACIONES. Para llevar a cabo una estimulación de pozos se deben de tomar en cuenta diversos puntos para ser realizada de manera adecuada y efectiva; debemos conocer muy bien las propiedades de las rocas y fluidos del pozo para no dañarlas, el estado mecánico del pozo. Tomar muestra de fluido para poder analizarlas en el laboratorio y en base a los resultados se propone un producto orgánico para mejorar la producción y a su vez elimine los sólidos que pudiese tener; obteniendo como resultado el mejoramiento del flujo hacia superficie. Normalmente se usan solventes para la limpieza de parafinas o asfáltenos, si estos solventes son circulados de tal manera que entren en contacto con la zona productora, se puede alterar las condiciones de mojabilidad de la roca matriz en forma negativa. A veces se usan escareadores para limpiar la parafina, si los residuos de esta operación circulan hacia el fondo y logran penetrar a la formación, es factible su taponamiento. Las características del filtrado deben considerarse en función de la minimización de la alteración de las arcillas de la formación; esto es: evitar su hinchamiento y/o dispersión, los cambios de humectabilidad de la roca matriz y la formación de emulsiones. El volumen debe ser considerado para prevenir que cantidades excesivas del fluido entren a la formación. Los aditivos para que se consiga esta característica, deben ser fácilmente removibles al momento de producción del pozo.

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RESULTADOS OBTENIDOS: Al realizar la operación de estimulación con el sistema orgánico efectuando la limpieza de aparejo y estimulación de fondo hasta pasar la zona de interés 737.3 m 742.4 m, se mantuvo el pozo en observación en espera de reacción de tratamiento orgánico, monitoreando presiones al momento. Se lleva a cabo la medición alienando el flujo al separador trifásico para poder llevar acabo el conteo de barriles; obteniendo como resultado un incremento en la producción muy favorable para el cliente.

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COMPETENCIAS DESARROLLADAS Y/O APLICADAS. Desarrolladas

Aplicadas

Conoce y aplica los métodos de diseño y evaluación de los sistemas de recolección, tratamiento y transporte de hidrocarburo para la operación y diseño de una batería de separación en el proceso del mismo.

Se observaron las líneas de descarga con las que cuenta el pozo ya que deben de estar en buen estado para poder soportar la presión a la que se va a someter.

Comprende el comportamiento de los diferentes fluidos que se encuentran en un yacimiento petrolero, así como sus propiedades y ecuaciones de estado que predicen el comportamiento del sistema, para elaborar modelos, que se podrán extrapolar a la realidad en la explotación de hidrocarburos.

Se conocieron las propiedades del aceite del Campo Solís mediante pruebas en laboratorio para que por medio de estas se determine qué tipo de producto orgánico o que otro producto se debe de emplear.

Identifica, analiza y propone soluciones integrales y estratégicas para resolver problemas de seguridad industrial e impacto ambiental en la producción de hidrocarburos y otras áreas de producción y servicios.

Todo trabajo que se realizó, fue previamente analizado para poder así administrar los riesgos al personal y al medio ambiente, proponiendo controles para evitar cualquier tipo de eventos no deseados siguiendo los procedimientos críticos y básicos. Elaboración de la estructura adecuada del informe técnico realizado, toma de Elaboración la estructura adecuada decisiones, de solución de problemas, del informe técnico realizado, toma de trabajo en equipo. decisiones, solución de problemas, trabajo en equipo.

Definir la factibilidad y sustentabilidad de proyectos, mediante la integración de conocimientos de las áreas de producción, diseño, administración, mercadotecnia y finanzas; con el fin de emprender y desarrollar proyectos productivos aplicables a la industria.

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BIBLIOGRAFÍA. KANUTAM-INGENIERIA. (2018). Propuesta Técnica - Económica. Cerro Azul, Veracruz, México. OPP SERVICIOS PETROLEROS. (2018). Well Testing. Cerro Azul, Veracruz, México. PEMEX. (2018). Cerro Azul, Veracruz, México.

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