(ESP PAPER IN SPANISH) IMPLEMENTACION DEL SISTEMA ARTIFICIAL DE PRODUCCION (S.A.P.) DE BOMBEO ELECTROCENTRIFUGO (B.E.C.) COMO PROYECTO ESTRATEGICO DE EXPLOTACION PARA EL C.A.J.B. DEL A.P.S.L.

CONGRESO MEXICANO DEL PETROLEO “RIVIERA MAYA 2013” IMPLEMENTACION DEL SISTEMA ARTIFICIAL (S.A.P.)

DE

BOMBEO

ELECTROCENTRIFUGO

DE PRODUCCION (B.E.C.)

COMO

PROYECTO ESTRATEGICO DE EXPLOTACION PARA EL C.A.J.B. DEL A.P.S.L. Autores Ing. José Luis Hernandez Martinez

PEMEX-APSL

Ing. José Rogelio Villaseñor González

IMP-DRS-GACP-SFAP

Coautores: Ing. Hector Agustín Mandujano Santiago.

PEMEX-APSL

Ing. Rafael Guerrero Altamirano

PEMEX-APSL

Ing. Eduardo Perez Mejia.

PEMEX-APSL

Villahermosa, Tabasco a 10 de mayo de 2013

1

I. RESUMEN La Región Sur de PEP cuenta con una gran cantidad de campos maduros de hidrocarburos, que dependen de la aplicación de Sistemas Artificiales de Producción (SAP), en especial del Bombeo Neumático Continuo (BNC) ver Figura.No.1a Sin embargo la eficiencia de este sistema cada vez es menor,

principalmente por el

incremento de producción de agua (ver Figuira.No.1b), la declinación de la presión del yacimiento y la saturación operativa de la Red de suministro de gas para el SAP de BNC, con tales antecedentes Petróleos Mexicanos (PEMEX), siguiendo la filosofía de siempre de producir hidrocarburos de manera optima y rentable, considero acertada la factibilidad de implementar el SAP de Bombeo Electrocentrifugo (BEC) en el Activo de Producción Samaria-Luna (APSL) , el cual dicho SAP entre sus características principales están la de producir altos volúmenes de fluido, sin ser factor condicionante el corte agua, con un amplio rango de profundidades y con aplicaciones exitosas en donde se tiene porcentajes considerables de gas libre a la profundidad de colocación de la bomba.

27, 23%

29, 25%

45, 39%

10, 8%

18, 15% 77, 66%

27, 23%

1, 1%

BN

BNA

BEC

F

0-20%

20-40%

40-60%

60-Mayor

Figura No.1. (a) Diversificación de SAP del

Figura No.1. (b) Distribución del corte de agua

Proyecto de Explotación del

producida

El enfoque del “Proyecto Estratégico de Explotación” a la implementación de SAP de BEC en el APSL, se deriva de la gran importancia de mantener e incrementar la plataforma de producción del Complejo Antonio J. Bermudez, incrementar la producción acumulada de aceite atribuible por pozo, extender la vida productiva de los mismos y la reactivación de pozos cerrados y el ahorro del gasto de gas inyectado por pozo producto de la conversión de SAP de BNC a BEC.

2

De igual forma se da a conocer la metodología de trabajo desarrollada para el análisis, desde el punto de vista de yacimiento y productividad, para la factibilidad de aplicación del SAP óptimo a implementar, dando prioridad particularmente al SAP de BEC, con el objeto de efectuar la transferencia de conocimiento y tecnológica en los ámbitos de: tecnología de vanguardia utilizada, lecciones aprendidas-curva de aprendizaje y mejoras continuas, coadyuvando en el proceso de asimilación y dominio de la aplicación de este sistema en otros Activos de producción de PEMEX.

II. INTRODUCCIÓN. Hoy en día el Activo de Producción Samaria Luna (APSL) de la Subdirección Sur de Pemex Exploración y Producción (PEP) cuenta con 278 pozos en operación, de los cuales 193 son explotados mediante la aplicación de los diversos Sistemas Artificiales de Producción (SAP) existente. El APSL se conforma de 3 proyectos de explotación, Samaria Somero, Delta del Grijalva y Complejo Antonio J. Bermudez (véase figura No. 2).

Figura No.2.Localizacion geográfica de los 3 proyectos de explotación del APSL. 3

Particularmente el Complejo Antonio J. Bermúdez (CAJB) está conformado por los campos productores de aceite y gas: Samaria, Íride, Cunduacán, Oxiacaque y Platanal, los cuales producen de las formaciones del Cretácico Superior, Medio, Inferior (KS,KM,KI) y Jurásico Kimmeridgiano (Véase Figura No. 3), en el estado de Tabasco, México. Pertenece a la provincia geológica de las cuencas terciarias, en el pilar de Reforma-Akal, siendo descubierto en 1973. El CAJB es uno de los mayores productores en tierra, con un acumulado de 2,850 mmbls de aceite, lo que representa un factor de recuperación del 35% sobre un volumen original de aceite de 8,271 mmbls. El área que comprende estos campos es de 203 km2, con una profundidad promedio de 4,500 mts.

Figura No.3 Localización estructural en Jurásico del yacimiento del CAJB del APSL.

El espesor de las formaciones presenta un promedio de 800 m, con porosidades entre 3% y 8%. La saturación inicial de agua promedio se ubica en un 18 %, con permeabilidades entre 0.1 y 300 md. El tipo de fluido es aceite negro, con rango de gravedades de 28 y 31 °API, lo cual lo clasifica como aceite negro ligero. La producción máxima alcanzada fue de 693 mbpd en el año 1978. Luego de 40 años de explotación, la presión de yacimiento se ha reducido en un 80% de su valor inicial, con un aumento 4

continuo de producciones de gas y agua, reduciendo la producción a niveles cercanos a los 50,000 bpd en este último año. De esta

etapa, pese a la implantación de los

procesos de inyección de gas natural y nitrógeno, la producción de aceite declinó a razón del 16% anual. Una excesiva producción del gas del casquete secundario, fue uno de los factores determinantes en esta declinación acelerada, así como un menor rendimiento de pozos y técnicas convencionales de productividad, los sistemas de extracción utilizados son la recuperación primaria en algunos pozos (fluyentes) y por sistemas artificiales predominantemente el BNC, y en menor aplicación el BEC y BHJ.

El objetivo principal de este artículo es exponer la ejecución de la nueva estrategia de explotación del Proyecto CAJB, que es la implementación de la sustitución del SAP de BNC a BEC. A partir del 11 de abril de 2008, mediante los contratos de obra No. 425028816 “Servicio Integral de Optimización e Implementación de Sistemas Artificiales de Producción en la Región Sur” (periodo 2008-2011) y el vigente No. 425021805 “Servicio de Implementación del Sistema Artificial de Producción (SAP) de Bombeo Electrocentrifugo (BEC) en los Campos de la Región Sur” (periodo 2011-2014), ambos asignados mediante licitación publica internacional siendo administrado, operado y supervisado por personal del Departamento de Productividad de Pozos del Proyecto del CAJB del APSL;

teniendo como objetivo especifico incrementar la plataforma de

producción de 32,000 a 52,000 bpd de aceite, mediante el desarrollo del proyecto estratégico de implementación SAP de BEC en 50 pozos candidatos.

III. DESARROLLO DEL TEMA. El término, proyecto, se utiliza para designar el conjunto de actividades que se proponen realizar de una manera articulada entre sí, con el fin de producir determinados bienes o servicios capaces de satisfacer necesidades o resolver problemas, dentro de los límites de un presupuesto y de un período de tiempo dados. De alguna manera, en la industria petrolera, la vida cotidiana y aún en las acciones más individuales, suele intentar organizar las actividades con cierta racionalidad. Esto, desde el punto de vista operativo, ya sea a nivel individual como a nivel institucional, permitiendo dar respuesta a diez cuestionamientos básicas para la concepción y formulación de cualquier proyecto. Una vez habiendo realizado dicho bosquejo y 5

habiendo delimitado el mismo, para el enfoque de “Proyecto Estratégico de Explotación en la implementación de SAP de BEC en el APSL”, se dio origen al mapa conceptual del proyecto, visualizando esquemáticamente el planteamiento referido, así como la ruta critica o plan de acción para llevar acabo el éxito de los objetivos propuestos (véase figura No.4).

Figura No.4. Mapa conceptual del proyecto estratégico de explotación de BEC en el APSL de PEP.

Actualmente el “Proyecto Estratégico de Explotación en la implementación de SAP de BEC en el APSL” esta conformado por 10 pozos que operan con este SAP, dentro del Proyecto del CAJB, de los campos Samaria e Iride, estos pozos presentan principalmente las siguientes características de yacimiento – producción:

Mínimo Índice de Productividad

1.5 bpd/psi 6

Máximo 8 bpd/psi.

TR ASENTAMIENTO BOMBA

7”

9 5/8”.

En formaciones

KS-KM.

Gasto de líquido histórico

1200 bpd

3400 bpd.

Gasto de aceite histórico

280 bpd

1590 bpd.

Relación Gas Aceite

100 m3/m3

750 m3/m3.

Relación Gas Liquido

50 m3/m3

400 m3/m3.

Profundidad Bomba

3300 m

3725 m.

Presión de yacimiento

90 Kg/cm2

155 kg/cm2.

Nivel Estático Fluido

2200 m

2800 m.

Sumergencia

350 m

1200 m.

Cortes de Agua

50%

90%.

Temperatura Prof. Bomba

118°

128°.

Salinidad

70,000 ppm

160,000 ppm.

Alta grado de incrustación en fondo y superficie de Inorgánicos (CaCO3 y MgCO3).

La variedad de equipos y/o accesorios superficiales y subsuperciales que hasta al momento se han empleado durante estos casi 5 años de haberse iniciado los trabajos en la ejecución del “Proyecto Estratégico de Explotación en la implementación de SAP de BEC en el APSL”, son descritos a continuación:  Equipos REDA de Schlumberger ALS  Costo de Operación Promedio de 75 bpd a la fecha (todos los servicios).  Tubo Cola + difusor Inyección continua Inhibidor Inorgánicos incluido dentro del servicio.  Sensor Phoenix Select Tipo 0 y Tipo 1; Phoenix XT150; (registra en succión y en la descarga)  Motor Serie 456 y 562, modelos Dominator y Maximus hasta 2 tándems, potencia MIN 264 hp| MAX 525 hp, voltaje MIN 1200 v | MAX 3600 v, Corriente MIN 52 Amps | MAX 131 Amps (datos nominales de placa)  Protectores 540/562 y 400/456, Dominator y Maximus en configuración de 2 x 3 LSBPB y BPBSL 7

 Separador-intake, VGSA, modelo D20-90 y S20-90  Manejador de Gas AGH, modelo D20-60 y G2040  Bombas Serie 400 y 538 en Tándem 4 (etapas MIN 159 | MAX 351), modelos D2400N,SN2600,SN3600,SN5000  VSD de 6 y 18 pulsos MIN 390 KVA | MAX 520 KVA, con analizador calidad de energía integrado, Transformador elevador MIN 400 KVA | MAX 520 KVA  Cable redondo y plano No. 1 y No. 2 con capilar integrado REDALEAD ELBE 5Kv.  2 Motogeneradores Diesel con tablero de transferencia con carga compartidas sincronizados con capacidad de 520 KVA cada uno.

El estatus actual de los 10 pozos que operan con SAP de BEC se detalla en la siguiente

EN INTERVENCIÓN

EN OPERACIÓN

tabla:

SAMARIA 62-A

404

2,547

1,434

1030

43.7

1,113

SAMARIA 1182

151

2,378

459

308

80.7

1,919

SAMARIA 1173

0

906

340

340

62.5

566

SAMARIA 6117

0

1,855

440

440

76.3

1,415

IRIDE 1128

0

2019

604

604

70

1,415

SAMARIA 71

64

1,541

415

351

62.5

1,126

IRIDE 2126

365

2107

843

478

70.0

1264

SAMARIA 2175

0

761

121

121

84.3

640

SAMARIA 2109

0

1,698

189

189

88.89

1,509

SAMARIA 5199

0

1,793

132

132

92.6

1,661

SAMARIA 1175

0

2500

SAMARIA 99

0

SAMARIA 102

5,577

600

4,613

600

78

1900

0

280

280

90

1,113

0

0

900

900

64

1,919

SAMARIA 6101

0

0

220

220

80

466

SAMARIA 1128

0

0

300

300

45

1,415

1,700

1,700

Tabla No. 1 Estatus actual Parte medular en el direccionamiento del éxito deseado en la ”Implementación del Sistema Artificial

de Producción (SAP) de Bombeo Electrocentrifugo (BEC) como 8

proyecto estratégico de explotación para el CAJB del APSL” es la aplicación de los siguientes criterios identificados:  Alianzas estratégicas de cooperación en sinergia entre compañía operadora y compañía de servicios.  Conformación del Grupo Multidisciplinariso del proyecto de BEC.  Metodologías de trabajo reconocidas.  Programas Eficientes y Arboles de Decisiones.

 Tecnología de Vanguardia.  Mejoras Continuas.  Seguimiento estadístico del desarrollo del proyecto.  Identificación temprana de retos. A continuación se puntualiza de forma general como se están abordando y desarrollando cada uno de los criterios mencionados anteriormente, así como los resultados preliminares de los mismos, para el caso particular del proyecto en ejecución.

Alianzas estratégicas de cooperación en sinergia entre compañía operadora y compañía de servicios. El desarrollo prematuro de este criterio durante la ejecución del proyecto es de vital importancia; y depende de todas las partes involucradas, PEMEX como compañía operadora, IMP como soporte técnico de consultoría especializada y Schlumberger como la actual compañía prestadora de los servicios; para crear en sinergia un ambiente de confianza; con un nivel elevado de compromiso y colaboración requerido de las partes involucradas en el proyecto. Lo cual permitió a PEMEX, previamente definido la cartera de pozos candidatos, en colaboración de la consultoría especializada en sistemas artificiales de producción IMP, el poder programar anticipadamente el plan del proyecto estratégico de explotación, así como los recursos económicos y materiales, proyección del personal, tipo tecnología de BEC a utilizar, logística, stock de equipos

y los retos por vencer en conjunto con la compañía

proveedora de los servicios (véase figura No.5).

9

1

ene

feb

mar

abr

8 15 21 1

8 15 21 1

8 15 21 1

8 15 21 1

may

2013 jul

jun

8 15 21 1

8 15 21 1

8

15

21

1

ago

sep

oct

8 15 21 1

8 15 21 1

8

nov

15 21

1

8

15 21

1

2014 abr

dic

ene

feb

mar

8 15 21 1

8 15 21 1

8 15 21 1

8 15 21

1

may

8 15 21 1

jun

8 15 21 1

jul

ago

8 15 21 1 8 15 21 1 8 15 21

SAM- 2119

PM-5645 Qo ini (bpd) Qo inc (bpd)

SAM-7084

PM-65

56 pozos Qo base = 32,000 BPD Qo Inc = 20,000 BPD

Qo inc (bpd)

SAM- 75

SAM-830

PM-5642

147 Qo inc (bpd)

943

SAM- 71

IRD-154

PM-9101

Qo inc (bpd)

0 390

SAM-1109

SAM-1081

PM-9104

SAM- 1182

0 321

0 Qo inc (bpd)

COS 832

379

RD -

2

SAM-6117

Qo ini (bpd)

0

Qo inc (bpd)

471

COS 833

SAM-1128

A

SAM-7128

SAM-117

IRD-3126

PLAT-242

CUND-10A

SAM-7022

CND-1011

SAM-7092

SAM-87

SAM-3129H

SAM-2129

390

113

598

126

497

459

359

1145

642

321

560

0

300

220

300

220

220

220

220

220

220

220

220

220

IRD- 1128

SAM- 62

SAM-102A

SAM-73A

IRI-156 A

CND-1021

SAM-6091

IRI-1136

SAM-2185

IRI-128 D

IRD-1108

PLAT- 212

IRI-126

SAM-91A

IR-5108

Qo ini (bpd)

0

600

535

566

233

491

###

1560

0

226

0

837

654

415

Qo inc (bpd)

987

300

300

220

220

220

220

300

220

220

220

220

220

100

SAM- 1175

COS 834 Qo ini (bpd)

145

Qo inc (bpd)

250

SAM-2197

SAM-1075

SAM-1183

SAM-124

SAM-96A

SAM-1196

SAM-1197

SAM-105A

IRD-1126

IRD-1124

SAM-1187

SAM-1199

IRD-1148

OXI-5022

459

208

151

157

270

75

176

138

164

283

660

629

409

893

250

220

275

100

100

100

100

100

100

100

100

100

100

100

ojo x gas

IRI 2126

COS 835

SAM-6101

SAM-1103

SAM-7114H

IRD-5156

CUN- 5023

SAM-5081

SAM-89

SAM-5111

SAM-76B

SAM-6093

SAM-7013H

SAM-5104

SAM-2199

SAM-6102

SAM-82

Qo ini (bpd)

0

138

390

283

201

881

384

###

843

346

679

660

409

359

###

0

Qo inc (bpd)

887

220

250

300

220

220

220

220

220

220

220

220

325

300

220

100

IRI-1118

COS 05

SAM-87

Qo ini (bpd)

176

321

Qo inc (bpd)

250

80

Con Ingenieria

EN OPERACION

EN INTERVENCIÓN

PROG. REHABILITACIÓN

PROG. CONVERSIÓN A BEC

PROG. CONVERSIÓN A BHJ

EN PERFORACION

CAMBIO DE APAREJO

Figura No.5. Programa del Plan de Proyecto Estratégico de SAP de BEC en el APSL

Conformación del Grupo Multidisciplinario del proyecto de BEC.

De igual forma que el criterio anterior, es de vital importancia lograr la conformación temprana del “Grupo Multidiscplinario del Proyecto BEC”, el cual se encuentra integrado con el personal especializado de PEMEX de cada una de las áreas involucradas, así como la participación de las compañías de servicios, con el objetivo de asegurar el éxito en todas las actividades, ya sea en el de diseño o en la operación, delimitando claramente las áreas de competencia y responsabilidad de cada área; dicho grupo es coordinado por el área de Productividad de Pozos del CAJB del APSL, el cual es quien asegura el cumplimiento de lo programas desarrollados. (Ver figura No.6).

Figura No.6. Grupo Multidisciplinario del proyecto de BEC. 10

Metodologías de trabajo reconocidas.

La formulación de las metodologías y procedimientos de trabajo usados en el desarrollo del “Proyecto Estratégico de Explotación en la implementación de SAP de BEC en el APSL”, tienen su origen derivado del proceso de adoptar los resultados documentados de las “mejores o buenas practicas” en la industria petrolera, tanto de carácter institucional como internacional, referente a las actividades de selección, diseño, operación, instalación, arranque, operación, optimización y desmantelamiento del SAP de BEC. En el caso de la selección de candidatos se ha conformado una metodología generalizada, la cual valora la aplicación del SAP de BEC en los pozos del CAJB del APSL, conformada de dos partes principales: la primera revisa todos los aspectos desde el punto de vista de Ingeniería de Yacimiento (ver Tabla No.1) y la segunda desde un punto de vista de Ingeniería de Producción (ver figura No.7); después de haber realizado esta valoración general, el pozo candidato es sometido a un nuevo escrutinio de una metodología particularizada (ver Tabla No.2), la cual es una matriz de selección del tipo de SAP mas optimo a aplicar acorde a las condiciones del pozo, la redundancia en el proceso de selección de candidatos derivada del uso de las metodologías generalizada y particularizada, aunado al uso de criterios con enfoque tanto de yacimientos, como de producción, convergen en el resultado de disminuir la incertidumbre en la selección de los pozos candidatos del proyecto.

MATRIZ DE SELECCIÓN “CRITERIO DE YACIMIENTOS”

Parámetro

Impacto en jerarquización

Criterio

Gasto de aceite, Qo

Prioridad a pozos con Qo < 500 bpd

Alta

Reservas remanentes,mmbls

Verificar reservas > 0 por pozo

Alta

Corte de agua, fw

Prioridad a pozos con mayor fw

Alta 3

3

Alta

Relación gas-líquido, RGL

Prioridad a pozos con RGL < 450 m /m

Rma programada o propuesta previa

Preferencia pozos sin Rma

Media

Cima de intervalo productor

Verificar prof. mínima de 3,450 MD

Media

Análisis Chan (canalización/conificación) Prioridad a pozos con conificación

Media

Análisis de interferencia entre pozos

Prioridad a pozos sin interferencia

Alta

Análisis Stiff

Preferencia de pozos con este análisis

Baja

Cercanía a inyectores (gas y/o agua)

Prioridad a pozos alejados de inyectores

Calidad de la cementación

Prioridad a pozos con buen cemento

Baja

Disponibilidad de info.(PFC,PFF,CI,PLT)

Prioridad a pozos con mayor TDI

Alta

Media

Metodologia Propuesta: Ing. Carlos A. Rodney Martinez & Depto. Yacimientos PEMEX

Tabla No.2 Metodología Generalizada con criterios de Yacimientos. 11

RGL (m3/m3)

INFORMACION AFOROS

Optimizar gas de BN INFORMACION MODELOS SIMULACION

450 400

BNI, RMA, Estimulación, limpieza 0

INFORMACION BATERIAS

BEC o BHJ

1.0 IP (bpd/psi)

INFORMACION LABORATORIOS

INFORMACION YACIMIENTOS

MATRIZ DE SELECCIÓN

Metodología Propuesta por: Jose Rogelio Villaseñor Gonzalez Cia. IMP

“CRITERIO PRODUCTIVIDAD GENERALIZADA”

% agua

INFORMACION ULA

BEC, BHJ

BNI, RMA, Estimulación, 40 limpieza

INFORMACION TELEMETRIA MTC.

BNC 0

TENDENCIAS RGA & RGL

INFORMACION DRIRECCIONALE S

INFORMACION EDO. MECANICO

300 Qliq (bpd)

Metodología Propuesta por: Jose Rogelio Villaseñor Gonzalez Cia. IMP

Figura No.7 Metodología Generalizada con criterios de Producción. APLICACIÓN DE SAP IRIDE-158ARe CRITERIOS DE SELECCIÓN DEL SISTEMA ARTIFICIAL PRODUCCION

SISTEMA ARTIFICIAL DE PRODUCCION (SAP) BOMBEO MECANICO BM

BOMBEO CAVIDADES PROGRESIVAS BCP

1 3 2 2 2 EVALUAR 1 1 1 1 1 1 1 1

1 2 3 2 2 EVALUAR 1 EVALUAR 1 1 1 1 1 1

1 1 1 1 1 3 3 2 1

1 1 1 1 1 3 3 1 2

2 1 1 1 1 3 3 2 1

1 2 1 1 1 1

1 2 1 1 1 1

1 1 1 1 1 1

EXCELENTE BUENO MODERADO BAJO

BUENA BUENO BAJO BAJO

ALTO BAJA MUY BAJO IMPOSIBLE

ALTO MODERADA MEDIO IMPOSIBLE

Produccion, Yacimiento y Construccion Pozo Criterios Numero de Pozos Rango de Produccion Profundidad Tamaño TR Nivel Estatico de Fluidos Inclinacion del Pozo DLS Temperatura Barreras de Seguridad Presion Fluyente Requiere Acceso al Yacimiento Completacion Estabilidad Recuperacion

Magnitud 1 1800 3150 7.625 3000 DESVIADO 1 131 0 62 NO SIMPLE ESTABLE SAP

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

Propiedades de los Fluidos Producidos Criterios Corte de Agua API° Viscocidad del Fluido Fluidos Corrosivos Arenas y abrasivos Relacion Gas - Aceite (RGA) Relacion Gas - Liquido (RGL) Contaminantes Tratamientos

Magnitud 15 28 1.4 NO 5 750 740 CARBONATOS INHIBIDOR DE CARBONATOS

° cp texto ppm m3/m3 m3/m3 texto texto

2 2 2 2

Locacion Disposicion Energia Electrica Disposicion de Combustible Restriccion de Espacio Trabajar SCADA Equipo Requerido Instalacion

Magnitud TIERRA GENERADOR GAS NO NO REP. & TERM.

EVALUAR 1 1 1 1 1 1 1 1

texto texto texto texto texto

Criterios Economicos Criterios

Magnitud DEFINIDAS DEFINIDAS DEFINIDAS DEFINIDAS

Rentabilidad Eficiencia Costos de Capital Inicial Costos Operativos

Magnitud DEFINIDAS DEFINIDAS DEFINIDAS DEFINIDAS

1 1 1 1 1 3 3 2 2

1 1 1 1 1 1

1 2 1 1 1 1

1 1 1

EVALUAR 1 1 1 1 1 1 1 1

EVALUAR 1 1 1 2 1 1 1 1

2 1 1 1 1 3 3 2 1

1 1 1 1 1 1 1 1 1

1 1 1 1 1 1

1 1 1 1 1 1

Criterios Economicos

Unidad

Criterios de Frecuencia Criterios Frecuencia de Reintervencion Frecuencia de Paradas Tiempo de Vida Operaciones por ULA / TF

1 1 1 1 1 1 1 1 1

RED DE BN

1 1 1

Infraestructura de Superficie

Unidad texto

EVALUAR 1 1 1 2 1 1 1 1

1 1 1 1 3 EVALUAR 1 1 1 1 1 1 1 1

RED DE BN

UBICACIÓN CAMISA UBICACIÓN CAMISA PUNTO INYECCION PUNTO INYECCION

Infrastructura de Superficie Criterios

2 2 2 2

Propiedades de los Fluidos Producidos

Unidad %

BOMBEO ELECTRO SUMERGIBLE BEC

Produccion, Yacimiento y Construccion Pozo

Unidad bpd

BOMBEO NEUMATICO BNC BNI

BOMBEO HIDRAULICO JET (BHJ) OTRO

BUENA POBRE MODERADO MODERADO

EXCELENTE POBRE MODERADO BAJO

VARIA MEDIA MODERADO ALTO

Criterios de Frecuencia

Unidad

MODERADO BAJO ALTO MODERADO BAJO ALTO BUENO MUY BUENO MEDIO IMPOSIBLE / RECUPERAR SAP FACIL RIESGO MODERADO / Y TOOL DISEÑADO POR: IMP F.54453 x JOSEROGELIO VILLASEÑOR GONZALEZ

Tabla No.3 Metodología Particular (matriz de selección). 12

Programas Eficientes y arboles de decisiones.

La generación de los “programas de

actividades” a realizar en el desarrollo del

“Proyecto Estratégico de Explotación en la implementación de SAP de BEC en el APSL”, durante la selección, diseño, operación, instalación, arranque, operación, optimización y desmantelamiento, conjuntamente con sus respectivos “arboles de decisiones”

donde

se

prevean

las

posibles

anomalías

y/o

problemáticas

estadísticamente mas comunes que se puedan presentar durante el desarrollo del programa de actividades original, con el objeto de no incrementar los costos atribuibles por la realización de actividades no consideradas en el programa, aprovechamiento de los recursos materiales o de personal, mejor control de la logística requerida, así como finalmente cumplir con los compromisos y metas de

producción derivado del éxito

global de las actividades programadas en tiempo y forma (véase Apéndice A).

Tecnología de Vanguardia.

La investigación y el desarrollo tecnológico ofrecen soluciones al cumplimiento de los objetivos de los proyecto, y no es excepción el área petrolera. El uso de tecnologías de vanguardia o nuevas tecnologías permiten la disminución de los riesgos en todos los procesos de la industria petrolera, justificando así la importancia de ser considerado este criterio durante el presente y futuro desarrollo del “Proyecto Estratégico de Explotación en la implementación de SAP de BEC en el APSL”; como lo demuestra la aplicación de las siguientes mejoras tecnológicas:

1. Bombas Multifasicas para BEC (solución para en pozos con alto porcentaje de gas libre) 2. Cable con tubería capilar integrado (alta reducción de tiempo y riesgos en la instalación) 3. Medición Multifasica (permite contar con un medio para la cuantificación de los fluidos producidos solamente de forma referencial y no para establecer transferencia de custodia de producción; de gran ayuda donde no se cuenta con infraestructura de medición, excelente en donde hay una baja frecuencia de 13

medición, accesible en locaciones con espacios reducidos y para correlacionar con los sistemas convencionales de medición. 4. Suministro de generación eléctrica tipo 24/7 - horas/días – (permite garantizar la confiabilidad operativa del SAP de BEC mediante dos equipos de motogeneracion diesel conectados en paralelo sincronizado con cargas compartidas sobre un tablero de transferencia de carga, con la capacidad individual de cada motogenerador de sustentar la demanda de carga de la operación del SAP de BEC en caso de ocurrir algún paro no programado en alguno de los dos motogenadores, sin producir ninguna alteración en el equipo de fondo). 5. Uso de motores y protectores sellados, ambos con cámaras de compensación. (alta reducción de tiempo, riesgos en la instalación y accesible para ciertas condiciones climáticas de humedad) 6. Variadores de Velocidad de 18 pulsos y monitor de calidad de la energía integrado. (reduce la posibilidad de tener problemas de presencia de distorsión de armónicos, además que brinda protección a la entrada del variador por requerir forzosamente de un transformado desfasador para la conmutación de los 18 pulsos, aunado a contar con un medio para monitorear constantemente el desbalance de voltaje y corriente, distorsión armónica total, grado de desfasamiento, entre otras cosas) 7. Análisis de Calidad de la energía e Ingenierías de sistema de protección de tierras (asegura la confiabilidad operativa del sistema y la reducción de la incertidumbre en problemas atribuibles a estos aspectos) 8. Interface de Conexión Rápida – QCI – (alta reducción de tiempo y riesgos en la instalación; así como la eliminación de un empalme en la completacion) 9. Transmisión y Monitoreo satelital en tiempo real (permite garantizar la confiabilidad operativa, siendo posible contar con la información de superficie (Pcab, Ptr, Tcab, Ql,) y subsuperficial (Pent, Pdesc, Pdif, I, F, Vin, Vout, Vx, Vy, Vz, Tm, Ti, Tdesc) 10. Cable Extensión del Motor -MLE- conexión rápida (alta reducción de tiempo y riesgos en la instalación)

Lo detallado anteriormente se ilustra en el esquema de la Figura No. 8

14

Figura No 8 Aplicación de Tecnología de Vanguardia en la ejecución del proyecto estratégico de SAP de BEC en el APSL.

Mejoras continuas.

Al hablar del criterio de “mejora continúa” en el “Proyecto Estratégico de Explotación en la implementación de SAP de BEC en el APSL”, se hace referencia al proceso de aprendizaje

constante

derivado

de la corrección de

posibles

situaciones o

procedimientos, que podrían dar pie a la generación de fallas o anomalías durante la ejecución del proyecto, las cuales se corrigen y se llevan a su aplicación una vez detectada su incidencia o para tratar de evitar la misma; este es el caso de las siguientes “mejoras continuas” aplicadas actualmente:

15



Incorporación de taller de armado y desarmado de equipos (permitiendo realizar en forma ágil y oportuna las inspecciones de fallas de los equipos recuperados ver figura No.9).



Caseta de empalmes (se provee de un espacio seguro y protegido con ambiente controlado de las inclemencias meteorológicas destinado para la realización de las conexiones entre cable de potencia y cable de potencia, o entre cable de potencia y cable de extensión del motor, ahorrando tiempo durante estos trabajos en la instalación, ver figura No.9).



Cubierta de plomo en empalmes. (Permite contar con una protección en la integridad mecánica al momento de realizar los empalmes, ver figura No.9).



Cuarto de Monitoreo (se cuenta con un medio donde se supervisa las 24 horas la operación en tiempo real de los pozos con SAP de BEC, con el objeto de garantizar su confiabilidad operativa, ver figura No.9).

Figura No. 9 Aplicación de “Mejoras Continuas” en la ejecución del proyecto estratégico de SAP de BEC en el APSL.

16

Seguimiento estadístico del desarrollo del proyecto.

Es de suma importancia llevar el control y reporte estadístico de todos las variables involucradas durante la selección, diseño, operación, instalación, arranque, operación, optimización y desmantelamiento, que permitan la detección y fácil solución de desviaciones dentro del plan de proyecto; algunos ejemplos de estos controles se observan en los siguiente grafico agrupados en la Figura No. 10.

Tiempo de vida (días)

Paros por mes vs Numero de pozos

Run Life Actual

819

8.0

12.0 11.0

7.0

Run Life Anterior

10.0

6.0

9.0 8.0

5.0

395

3.0 2.0

1.0

13

1.0 Apr-13

Feb-13

Oct-12

Dec-12

Jun-12

Aug-12

Apr-12

Feb-12

Oct-11

Dec-11

Jun-11

Paros / Numero de Pozos

Aug-11

Apr-11

Feb-11

Oct-10

Dec-10

Jun-10

Aug-10

Apr-10

Feb-10

Oct-09

0.0 Dec-09

0.0 Jun-09

11 8 10

53

Aug-09

Iride 1128

Samaria 5199

Samaria 6117

Samaria 2175

Samaria 99

Samaria 1182

Samaria 1173

Samaria 71

45

0

Samaria 2109

Samaria 62A

56

54

4.0

Apr-09

74

5.0

2.0

Iride 2126

82

64

Samaria 1175

193

33 Samaria 84A

Samaria 1109

99

155

6.0

3.0

214

Samaria 75

185

151 160 58

202

215

188

46

321

Samaria 2119

300

291

7.0

4.0

Numero de Pozos

Tiempo de Vida Media (días) 400 350 300 250 200 150 100

May-13

Jan-13

Mar-13

Nov-12

Jul-12

Sep-12

Mar-12

May-12

Jan-12

Sep-11

Nov-11

Jul-11

May-11

Jan-11

Mar-11

Sep-10

Nov-10

Jul-10

May-10

Mar-10

0

Jan-10

50

MTBF(dias)

Figura No. 10 KPI´s del Proyecto

Identificación temprana de retos.

Durante la realización de las actividades del “Proyecto Estratégico de Explotación en la implementación de SAP de BEC en el APSL”, se observaron principalmente dos retos 17

principales que no limitan actualmente su ejecución, pero que acertadamente se están empezando a planear su solución, para que no impacte a futuro en el programa del proyecto; estos retos identificados son los siguientes: 

Capacidad de manejo de agua en las instalaciones. (actualmente solo se tiene capacidad de 60,000 bpd, pero ya se en marcha el proyecto para aumenta la capacidad de la misma a 100,000 bpd, Ver Figura No. 11)



Sistema de generación eléctrica propia de PEMEX (Esta en proceso de conceptualización el poder poner en marcha una planta de cogeneración eléctrica por medio de gas residual, reduciendo el costo del servicio de operación de BEC e incrementado la confiabilidad operativa del mismo, Ver Figura No. 11).

Figura No. 11 Retos a enfrentar en la ejecución del proyecto estratégico de SAP de BEC en el APSL.

IV. CONCLUSIONES. Actualmente existe una marcada dependencia del Bombeo Neumático Continuo en los pozos del Proyecto del C.A.J.B. y en el restos de los Activos de la Región Sur, en donde su eficiencia es cada vez

menor,

principalmente por el incremento de

producción de agua, la declinación de la presión del yacimiento y la saturación operativa de la Red de suministro de gas de B.N.; justificando así el enfoque presentado

como

“PROYECTO

ESTRATEGICO

DE

EXPLOTACION”

con

la

implementación del sistema B.E.C. en el A.P.S.L. en 50 pozos candidatos, mediante el desarrollo de los criterios identificado aquí expuestos, tanto en el empleo de 18

metodologías de análisis para la selección de candidatos, reducción en la incertidumbre en el diseño del dimensionamiento de los equipos de BEC, optimización de tiempos mediante procedimientos/instalación/arranque/operativos/desmantelamiento eficientes, aplicación de tecnología de vanguardia; así como la integración de personal técnico especializado dentro de un grupo de trabajo multidisciplinario. Para lograr

en un

mediano plazo mantener e incrementar la plataforma de producción de 32,000 a 52,000 bpd de aceite, (Ver Figura No. 12), aumentar la producción acumulada de aceite atribuible por pozo extendiendo la vida productiva de los mismos (Ver Figura No. 12), la reactivación de pozos cerrados, el ahorro del gasto de gas inyectado (Ver Figura No. 13), para finalmente cumplir y superar las expectativas de los programas operativos de producción de la Región Sur.

PRODUCCIÓN ESTIMADA CON BEC VS PROGRAMA DE INTERVENCIÓN Producción por BEC

Producción por BN

No. Pozos 160

55,000 140 45,000

100

BPD

35,000

80

25,000

60

No. POZOS/MMPCD

120

15,000 40 5,000

2012

ABR

FEB

MAR

DIC

ENE

NOV

SEP

OCT

JUL

2013

AGO

JUN

ABR

MAY

FEB

MAR

DIC

ENE

NOV

SEP

OCT

JUL

AGO

JUN

ABR

MAY

FEB

MAR

ENE

-5,000

20

0

2014

Figura No. 12 Resultados Esperados de Producción atribuible y reducción de consumo de gas de la red de BN durante la ejecución del proyecto estratégico de SAP de BEC en el APSL.

19

Figura No. 13 Aumento de la Producción acumulada de aceite de los pozos.

V. NOMENCLATURA. Símbolo CAJB APSL SAP BEC BNC BHJ PEMEX MLE IMP Pcab Ptr Pent Pdesc Pdif Tcab Tm Tent Tdes Ql

Descripción = = = = = = = = = = = = = = = = = = =

Complejo Antonio J. Bermudez Activo de Producción Samaria Luna Sistema Artificial de Producción Bombeo Electro Centrifugo Bombeo Neumático Continuo Bombeo Hidráulico Jet Petróleos Mexicanos “Motor Lead Extension” Instituto Mexicano del Petróleo Presión en la cabeza Presión en la tubería de revestimiento Presión en la entrada de la bomba Presión en la descarga de la bomba Presión diferencial Temperatura en la cabeza Temperatura en el motor Temperatura en la entrada de la bomba Temperatura en la descarga de la bomba Gasto de Liquido 20

I F Vin Vout Vx Vy Vz

= = = = = = =

Corriente Frecuencia Voltaje de entrada Voltaje de Salida Vibración en eje X Vibración en eje Y Vibración en eje Z

VI. AGRADECIMIENTOS. A todos los compañeros de las diferentes áreas del APSL de PEMEX y a las compañías de servicios schlumberger ALS Villahermosa y en especial al personal del equipo de sistemas artificiales del IMP, que conforman el grupo multidisciplinario; los cuales con su apoyo ha sido posible la ejecución del proyecto de SAP de BEC en el APSL.

VII. REFERENCIAS. 1. 7th European Electric Submersible Pump Round Table. Aberdeen, Scotland; Optimizing ESP Runlife- A Practical Checklist. 2. 7th European Electric Submersible Pump Round Table. Aberdeen, Scotland; ESP Monitoring – Where’s your speedometer. 3. ESP Workshop.- ESP Power Quality Check, K. Gohary, A. Al-Bimani, A. AlMahrouqi, A. Al-Busaidy, K. Ellithy, I.A. Metwally, Petroleum Development Oman (PDO), Sultan Qaboos University (SQU), This paper was prepared for presentation at the 2005 Society of Petroleum Engineers - Gulf Coast Section Electric Submersible Pump Workshop held in Houston, Texas 27-29 April 2005. 4. API RP 11S, Recommended Practice for the Operation, Maintenance and Troubleshooting of Electric Submersible Pump Installations. 5. IEEE-1159, Monitoring Electric Power Quality. 6. IEEE-519, Recommended Practice and requirements for harmonics control in Electrical Power Systems. 7. Segundo Congreso Internacional del Petróleo en México, Veracruz México 2007, Recomendaciones Prácticas para la Identificación de Problemas en el Diseño, Instalación y Operación del Sistema Artificial de Producción por Bombeo Electrocentrifugo (BEC). 21

VIII. APENDICE A. Productividad de Pozos Programa de actividades para la recuperación, instalación y puesta en operación del sistema BEC sin utilizar aparejo de prueba. 05-nov-12 Pozo: _______XXXXX-XXXX_______ No.

Actividades

Participar en junta técnica no. 1 en la localización del pozo para definir ubicación definitiva del equipo de 1 generación eléctrica, cable de potencia superficial (si incluye terraplen) Verificar cumplimiento de compromisos adquiridos 2 en la junta técnica Verificar con el responsable del pozo, que los 3 accesorios que se emplearan para colgar el nuevo aparejo BEC sean los requeridos. 4 Instalacion de Eq-RYTP 5

Instalacion de conexiones superficiales y prueba hidrostatica de 1/2 arbol.

6 Control de pozo e instalación de BOPS

7 Recuperación de Aparejo de Producción de BEC

Secuencia de actividades

Tiempo Tiempo Subtot Subtot (Hrs.) (Días) (Hrs.) (Días) ---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

---

24

1.0

36

1.5

72

3.0

Observación

100

---

100

---

100

---

100

---

100

---

P C D D P C P P P

168

% Avance Real

100

---

100

(17-sep-12, 22:00 hrs.) Termina de recuperar Eq-BEC, se encontro daño electrico en el empalme de cable de poetencia y extensión del motor.

100

---

P

7.0

C

36

1.5

12

0.5

24

1.0

12

0.5

12 Armar equipo subsuperficial de acuerdo al diseño

12

0.5

13 Bajar aparejo flejando hasta primer empalme

12

0.5

14 Realizar empalme intermedio del cable de potencia.

6

0.3

8 Reconocer BL, PI, escariar TR de explotación y Liner Instalar tapón puente para cambio de cabezal de diferente GRADO. Cambio de cabezal convencional por cabezal 10 especial BEC e instalación de preventores. Meter pescante, desanclar y recuperar tapón puente 11 desconectando tuberia TxT a superficie. 9

Continuar bajando equipo, hasta profundidad 15 programada Calibrar con sello de plomo el aparejo de 16 producción Efectuar conexión electrica rápida del cable en bola 17 colgadora (QCI)

12

0.5

9

0.4

5

0.2

18 Asentar bola colgadora especial

1

0.0

19 Tiempo para cambio de guardia UOP, DS

14

0.6

12

0.5

6

0.3

Sustituir preventores por medio árbol y retirar paquete ecológico Efectuar amarre provisional (prefabricado e 21 instalación) 20

22 Instalar manógrafo en TP y TR

2

0.1

23 Acondicionar caja de venteo

2

0.1

24 Tiempo para cambio de guardia UOP, DS

7

0.3

25 Transporta e instala generadores eléctricos

12

0.5

26 Instalar variador de frecuencia

12

0.5

27 Probar equipo superficial (en vacío)

3

0.1

2

0.1

28

Poner en operación el equipo BEC para determinar giro correcto.

29

Poner en operación el equipo BEC con el giro correcto

30 Observar comportamiento del BEC y muestrear 31

Medir una vez que este estable el equipo y sean fluidos del yacimiento Tiempo de desmantelamiento Ap-BEC Tiempo de acondicionamieno de pozo Tiempo de armado Eq-BEC y puesta instalacion Tiempo para estabilización y medición de pozo Tiempo total estimado de toda la Intervención

2

0.1

96

4.0

8

0.3

132 36 104 104 376

132 168 272 376

P P

48

2.0

N/A por que ya cuenta con cabezal para TRC-95

C P C P C P C

71

C

3.0

P P C C P

P

1.2

Se estima iniciar el armado del BEC el viernes 21-sep-12 a primera hora.

100

---

100

---

100

---

100

---

100

---

100

---

100

---

100

M

29

100

10

M

En espera de materiales y httas.

100

C

100 100

C

27

1.1

100

C

100

C C O

108

C

4.5

O O

5.50 1.50 4.33 4.33 15.67

PEMEX: P= Perforación (UOP,DS), D= Diseño, APSL, S= Servicio a pozos M= Mantto. APSL, O= Operación de Pozos, APSL

Se llevan

10.92 dias

Falta p/Arranque 0.42 dias

AUTORIZÓ ___________________________ Ing. Eduardo Pérez Mejia Productividad de Pozos, APSL

Responsable Cía. SLB-ALS Tiempo p/cambio de guardia, UOP, DS

22