'El aumento en número y complejidad de las intervenciones a pozos en Pemex Exploración y Producción (PEP) impacta en el volumen de datos generados en tiempo real, originando que actualmente la generación, recolección y resguardo de la información se realice a través de distintos prestadores de servicios especializados en distintas herramientas y familia de datos. Esto conlleva a que la información en tiempo real se encuentre dispersa en múltiples servidores, con flujo de datos no estandarizados, que además cuentan con una diversidad de sistema de unidades, estándares de protocolos de comunicación y parámetros medidos sin un formato común entre prestadores de servicio y usuarios que permita la integración de la información con los sistemas institucionales y aplicaciones técnicas, en beneficio de PEP. Lo anterior deriva en una disminución de la capacidad para explotar los datos de una manera efectiva por falta de uniformidad, organización y seguimiento, desencadenando baja confiabilidad en los datos y en los análisis que resultan de ellos. Derivado de lo anterior, y sumado a una estrategia para incrementar el nivel de confiabilidad de los datos, surgió la necesidad de contar con un repositorio nacional de datos en tiempo real, el cual esté regido bajo estándares y normas que permiten reglamentar el proceso y dar ordenamiento del acervo del dato técnico, otorgando a PEP una ventaja competitiva bajo los esquemas actuales como empresa productiva del estado. Es por ello que en 2013 la Gerencia de Administración del Conocimiento de PEP inició con el proceso de regulación cuyo objetivo principal es normar mediante la aplicación en procedimientos de contratación la recolección, integración y almacenamiento de los datos en tiempo real bajo el estándar internacional WISTML. Con la puesta en marcha del repositorio nacional de datos medidos en tiempo real se hace posible lo siguiente: • Uso de los mejores estándares y protocolos para la transferencia de datos en tiempo real. • Homologación de los datos generados durante las intervenciones a pozos para su explotación a través de aplicaciones técnicas e institucionales compatibles con WISTML que permitan los análisis especializados en tiempo real. • Almacenamiento del dato en un solo repositorio, distribución, disponibilidad para cualquier especialista de PEP y explotación de los parámetros medidos durante las intervenciones a pozos, tanto en tiempo real como

The success of stimulation treatments primarily relies on the proper placement of acid, especially if the treated zone is a long section in a depleted, naturally fractured carbonate. The pumping schedule design is created to help ensure that the acid is placed across the entire interval. Effective acid placement in matrix treatments of openhole horizontal wells is even more difficult to achieve because of the length of the zone to be treated and the potential variation of the formation properties. A successful diversion technique is needed to place the acid in the areas where skin exists. In the southern region of Mexico, the mature fields corresponding to this study are in a highly fractured limestone and dolomite reservoir with a high water cut. This paper discusses the use of a combined chemical diversion to effective increase the productivity index. To accomplish a more uniform stimulation, the original flow distribution across the treated interval should be altered to provide equal acid placement. In this scenario, several methods had been used to modify this flow distribution; the combination of two chemical diverters proved to be the most effective technique in the different fields of this asset. Using the combination of a hydrophobically modified polymer diverter with an in-situ crosslinked gelled acid in the same pumping schedule has become a best practice in all stimulation designs in this zone. The use of two chemical diversion systems increases the possibility of acidizing larger zones. By alternately pumping crosslinked gelled acid and hydrophobically modified polymer stages, the entire pay zone is more effectively stimulated. This process is especially useful in naturally fractured carbonate acidizing. This paper presents the production results from several wells in mature reservoirs that were acidized using the hydrophobically modified polymer and in-situ crosslinked gelled acid. The chemical diverters were used both in combination and separately, and the production results obtained by using the different diverters were compared. The hydrophobically modified polymer inherently reduced the formation permeability to water and showed little or no effect on the permeability to hydrocarbon. The water cut variations when this diverter was pumped were also examined and compared. Several wells stimulated with this technique showed a reduction of water cut and a three-fold increase in production with no water production increase. The reservoir treated is a naturally fractured dolomitized limestone located in southern Mexico of Cretaceous age with upper, mid, and lower Cretaceous producer zones. The reservoir has an average porosity of 3 to 6%, an average matrix permeability between 10 and 250 mD, with increased permeability above 1 D in the naturally fractured system. The reservoir has a total height of 1850 m, and net pay of 400 to 650 m. This paper describes the process used to increase production by combining two diverting agents during stimulation treatments in these mature assets, with the primary goal of reducing the water cut for each case.