Financiamiento para construcción puesta en marcha y operación de las estaciones de servicio

Caracterización dinámica en pozos BEC

Caracterizar dinámicamente zonas de extracción en pozos equipados con sistemas de bombeo electro-centrífugo presenta dificultades. Principalmente al no poder bajar una herramienta o registro de producción, y al no poder cerrar el pozo para no perder aislamiento del cable de potencia.

Por / By : Alan Camerino Sotelo Calderón y Jorge Enrique Paredes Enciso

Por lo tanto, se optó por utilizar la señal de presión del sensor en la entrada de la bomba para cumplir dicho objetivo; este tipo de práctica ha ayudado a modelar el comportamiento de flujo, caracterizar las propiedades de la zona e identificar eventos geológicos dentro del radio de investigación.

En pozos produciendo mediante algún sistema artificial de producción (SAP), la interpretación de las pruebas de presión-producción (PPP) presenta dificultades durante el análisis del mismo; principalmente a efectos de dinámica dentro del pozo.

Asimismo, la interpretación de curvas de decremento resulta una tarea poco factible para la Caracterización Dinámica de Yacimientos (CDY).

En este trabajo se presentó una metodología de análisis para la interpretación de información de presión de fondo proveniente de sensores en la entrada del sistema BEC. Asimismo, se presentaron algunas aplicaciones en los pozos del Activo Integral de Producción Bloque AS0102 (AIPBAS01-02) con sus beneficios asociados.

El AIPBAS01-02 produce principalmente del yacimiento Cretácico en los campos Ku Maloob y Zaap. Debido al depresionamiento propio de la explotación se implementó como sistema artificial de producción el Bombeo Neumático Continuo (BNC) y el sistema BEC. Éste último como una estrategia para reducir el consumo de gas como bombeo neumático y optimizar la explotación del yacimiento.

Actualmente operan 23 pozos con sistema BEC, lo cual representa una producción cercana a 178 millones de barriles de aceite.

Cada aparejo de producción BEC se encuentra equipado con un sensor en la entrada del motor el cual se ubica en promedio a 300 metros de la cara de la formación. Dicho sensor tiene como función principal monitorear el correcto funcionamiento del sistema BEC.

Durante el estudio se propuso una metodología de análisis para complementar estudios de caracterización

Dynamic characterization in BEC wells

Dynamically characterizing extraction zones in wells equipped with electro-centrifugal pumping systems presents difficulties. Mainly by not being able to download a tool or production log, and by not being able to close the well so as not to lose insulation of the power cable.

Therefore, it was decided to use the pressure signal from the sensor at the pump inlet to meet this objective; This type of practice has helped to model flow behavior, characterize the properties of the area, and identify geological events within the research radius.

In wells producing through an artificial production system (SAP), the interpretation of pressure-production tests (PPP) presents difficulties during its analysis; mainly for in-hole dynamics purposes.

Likewise, the interpretation of decrement curves is an unlikely task for the Dynamic Characterization of Reservoirs (CDY).

In this work, an analysis methodology was presented for the interpretation of background pressure information from sensors at the entrance of the BEC system. Likewise, some applications were presented

dinámica para pozos que operan con sistema BEC

Mediante el análisis de la información de los sensores del sistema BEC se logró determinar las características de la formación, siendo la de mayor relevancia la permeabilidad efectiva; además de brindar información valiosa para las especialidades de productividad de pozos, monitoreo de yacimientos y simulación numérica.

Procesar e interpretar los datos de presión del sensor de entrada del sistema BEC ayudó a identificar una posible optimización de la producción; principalmente, mediante la determinación de la eficiencia de flujo y la identificación del daño en la cara de la formación.

Se presentaron aplicaciones exitosas de la metodología propuesta y actualmente se aplica en los campos Maloob, Zaap y Ayatsil. in the wells of the Integral Production Asset Block AS01-02 (AIPBAS01-02) with their associated benefits.

The AIPBAS01-02 produces mainly from the Cretaceous reservoir in the Ku Maloob and Zaap fields. Due to the depressing of the exploitation itself, the Continuous Pneumatic Pumping (BNC) and the BEC system were implemented as an artificial production system. The latter as a strategy to reduce gas consumption such as pneumatic pumping and optimize the exploitation of the field.

There are currently 23 wells operating with the BEC system, which represents a production close to 178 million barrels of oil.

Each BEC production rig is equipped with an engine inlet sensor which is located on average 300 meters from the face of the formation. The main function of this sensor is to monitor the correct operation of the BEC system.

During the study, an analysis methodology was proposed to complement dynamic characterization studies for wells operating with the BEC system.

Through the analysis of the information from the sensors of the BEC system, it was possible to determine the characteristics of the formation, the effective permeability being the most relevant; in addition to providing valuable information for the well productivity, reservoir monitoring and numerical simulation specialties.

Processing and interpreting the pressure data from the BEC system inlet sensor helped identify a potential production optimization; primarily by determining flow efficiency and identifying formation face damage.

Successful applications of the proposed methodology were presented and it is currently applied in the Maloob, Zaap and Ayatsil fields.

Simulación de inyección de nanopartículas SiO2

Debido a la situación actual de la industria petrolera en México. Contar con nuevas tecnologías para procesos de recuperación mejorada de aceite es una alternativa a considerar para la incorporación de reservas.

Por / By : Luis Fernando Rodríguez Andrade, Angélica Gabriela Vital Ocampo, Daniel de Jesús Montoya Hernández y José Ramón Mayorquín Ruiz SiO2 nanoparticle injection simulation

El empleo de nanotecnología ha demostrado tener una gran aplicabilidad a distintos procesos de la industria petrolera. Especialmente el uso de nanopartículas de SiO2 ha demostrado tener beneficios al inyectarse como nanofluido para desplazar el aceite de las rocas.

Diversos estudios han señalado que el transporte y retención de nanopartículas en el medio poroso aumentan la recuperación de aceite. Lo hace mediante el mecanismo de cambio de mojabilidad de la formación.

En este trabajo se presentó un análisis teórico de los fenómenos y efectos implícitos en inyección de nanopartículas como agentes de recuperación mejorada de aceite. Con ese fin se propuso un modelo matemático conformado de cinco ecuaciones diferenciales parciales nombradas.

Las cinco ecuaciones diferenciales son: 1) presión, 2) saturación, 3) concentración, 4) volumen de nanopartículas depositadas y 5) volumen de nanopartículas atrapadas.

Del mismo modo, el modelo incluyó el cómputo del cambio de porosidad y permeabilidad, así como de las permeabilidades relativas de las fases.

Además, distintos valores de concentraciones iniciales para comparar sus efectos en los cambios de las propiedades petrofísicas y en la recuperación de aceite.

Se desarrolló un modelo matemático capaz de predecir el comportamiento de la recuperación de aceite por inyección de nanopartículas. Estuvo atribuidó al cambio de mojabilidad de la superficie de la roca.

También puede describir el transporte y la adsorción de nanopartículas a través de un medio poroso. Asimismo, cuantificar los cambios en las propiedades petrofísicas del sistema (porosidad y permeabilidad).

El modelo computacional generado puede ser utilizado para optimizar la inyección de nanopartículas en el medio poroso. Los resultados obtenidos muestran que la inyección de nanopartículas como proceso de recuperación mejorada permite aumentar la recuperación de aceite hasta 65%.

Derivado de la retención de nanopartículas se observó en la entrada del sistema una pérdida de porosidad hasta de 55%. Para el caso de la permeabilidad su valor inicial disminuyó hasta 88%.

El cambio de porosidad y permeabilidad se presentan con el aumento del diámetro de las nanopartículas; sin embargo, el incremento del valor de concentración inicial es un factor determinante en la disminución de tales propiedades petrofísicas.

Por último, la mejora de un proceso de recuperación mejorada como este dependerá del equilibrio entre los efectos positivos y negativos del uso de nanopartículas. Due to the current situation of the oil industry in Mexico. Having new technologies for improved oil recovery processes is an alternative to consider for the incorporation of reserves.

The use of nanotechnology has proven to be highly applicable to different processes in the oil industry. Especially the use of SiO2 nanoparticles has been shown to have benefits when injected as a nanofluid to displace oil from rocks.

Various studies have indicated that the transport and retention of nanoparticles in the porous medium increase oil recovery. It does this through the formation wettability change mechanism.

In this work, a theoretical analysis of the phenomena and effects implicit in nanoparticle injection as agents for improved oil recovery was presented. To this end, a mathematical model made up of five named partial differential equations was proposed.

The five differential equations are: 1) pressure, 2) saturation, 3) concentration, 4) volume of nanoparticles deposited and 5) volume of nanoparticles entrapped.

Similarly, the model included the computation of the change in porosity and permeability, as well as the relative permeabilities of the phases.

In addition, different values of initial concentrations to compare their effects on changes in petrophysical properties and oil recovery.

A mathematical model capable of predicting the behavior of oil recovery by injection of nanoparticles was developed. It was attributed to the change in wettability of the rock surface.

It can also describe the transport and adsorption of nanoparticles through a porous medium. Likewise, quantify the changes in the petrophysical properties of the system (porosity and permeability).

The computational model generated can be used to optimize the injection of nanoparticles in the porous medium. The results obtained show that the injection of nanoparticles as an improved recovery process allows increasing oil recovery up to 65%.

Derived from the retention of nanoparticles, a loss of porosity of up to 55% was observed at the inlet of the system. In the case of permeability, its initial value decreased to 88%.

The change in porosity and permeability occurs with the increase in the diameter of the nanoparticles; however, the increase in the initial concentration value is a determining factor in the decrease of such petrophysical properties.

Ultimately, improving an enhanced recovery process like this will depend on the balance between the positive and negative effects of using nanoparticles.