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La búsqueda en las categorías "Sistemas de Producción y Comercialización de Hidrocarburos"  produjo 448 resultado(s)

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A partir de la compilación de la información de pozos y de la interpretación geológica y sísmica, se estableció la Estratigrafía del Campo Tajín, identificando el sistema petrolero y las rocas almacenadoras con potencial económico, además de comprender el marco geológico regional y la componente estructural del campo, determinándose los diferentes tipos de entrampamiento estratigráfico – estructural que favorecen a la acumulación de hidrocarburos en los yacimientos de areniscas de la Formación Chicontepec, lográndose establecer una relación directa con la productividad, resaltándose zonas con condiciones propicias para continuar de manera optimizada el desarrollo del campo, jerarquizando las áreas de oportunidad, disminuyendo la incertidumbre a partir de la implementación de pozos convencionales y no convencionales que permitan maximizar la extracción de los hidrocarburos de manera eficaz y eficiente. Este análisis permitió discernir que la productividad de los pozos depende de varios factores como son el espesor de las areniscas (erosión), el entrampamiento, la posición estructural, las condiciones sedimentológicas y el tipo y efectividad de la terminación, así mismo se conceptualizó un modelo geológico para la Formación Chicontepec.

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En el presente trabajo se dará a conocer el beneficio y las ventajas al diseñar pozos de gas seco, gas húmedo y gas y condensado empleando la metodología de envolvente operativa. Esta metodología es una herramienta que al ser implementada permite visualizar el diseño del pozo optimo que ayudara a conservar la energía del pozo y que esta perdure la vida productiva prevista sin que se presenten problemas erosivos o de colgamiento de líquidos. La envolvente operativa unifica tres aspectos fundamentales como lo es el potencial productivo del pozo, que es representado por una curva de presión en cabeza contra gasto de gas en base a las propiedades de afluencia del yacimiento y la capacidad de transporte de la instalación, otra de las condiciones necesarias para la metodología es la curva del gasto critico de erosión de tubería, obtenida a partir de la expresión recomendada por el API RP 14E garantizando un margen de seguridad que evita los problemas erosivos de las tuberías evitando fugas y así mismo el descontrol del pozo. Finalmente para asegurar que el pozo no se ahogue y exista la remoción de líquidos es necesario la curva de gasto critico de remoción de líquidos, obtenida a partir de la ecuación Flores-Avila, 2002 que contempla mejoras en comparación con la expresión tradicional propuesta por Turner, 1969. Las tres curvas generan un área que define las condiciones seguras de operación aprovechando al máximo la energía propia del yacimiento y así mismo preservando la vida fluyente del pozo.

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El presente trabajo muestra los resultados de la evaluación técnica económica para conocer la procedencia de incluir a las operaciones del complejo de producción Litoral A una plataforma a presión intermedia (CI-Lit-A) o la inclusión de un par de módulos de compresión en la plataforma PB-Litoral-T, que permita disminuir la contrapresión a los campos maduros del Proyecto Crudo Ligero Marino del APLTTX. Las opciones analizadas fueron: • Adecuación de la plataforma Akal GS e instalación de dos booster reconfigurados con capacidad de 100 mmpcd cada uno. • Situar los dos booster sobre la plataforma PB-Litoral-T. Ambos escenarios exploraron la posibilidad de reducir la contrapresión hasta en 6 kg/cm2, el beneficio se comparó con la filosofía de operar el separador existente en la plataforma PB-Litoral-T a una presión de 17 kg/cm2, el diferencial entre estas dos opciones marca el beneficio real de reducir la presión de salida de las plataformas. Se encontró que de manera técnica cualquier escenario analizado es posible llevarlo a cabo y trae beneficios de producción con la reducción de contrapresión, sin embargo, al correlacionarlo con el perfil de producción y generar la ruta crítica resulta que el beneficio es marginal y se reduce drásticamente si ocurre algún atraso, lo anterior debido a la presencia de agua de los campos y a la fuerte declinación que presentan. Algunos de los factores que se han identificado en este estudio que impactan a la rentabilidad y beneficios son los siguientes: • Bajos precios del petróleo. • Los resultados negativos de pozos de desarrollo perforados recientemente, ocasionó una disminución a la reserva asociada a dichos campos, por lo tanto, disminuye la posibilidad de proyectos relacionado a ellos generen algún beneficio. • A lo anterior se suma el tiempo de ejecución del proyecto, que en el mejor escenario es de un año. Con el objetivo de evaluar diferentes opciones de reducción de contrapresión, se consideraron valores de presión de separación en 13, 10 y 6 kg/cm2 y se calcularon los efectos que resultaban en la red de transporte, reflejado como incrementales de producción a lo largo de la vida productiva de los campos que se ven afectados por este fenómeno.

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Debido a la incertidumbre de los parámetros de suelo existente a lo largo de un corredor de ductos marinos, ligado a las altas temperaturas presentes actualmente los yacimientos del Golfo de México, hace indispensable realizar un estudio de las diferentes alternativas existentes para disipar la expansión térmica que sufre el material (acero al carbón) de un ducto, por los efectos de las altas temperaturas y altas presiones (AT/AP) en su interacción con suelos cohesivos. Este trabajo analiza el comportamiento de una curva de expansión intermedia (omega) de 0.508 m (20”) D.N. como medida de mitigación para las fuerzas de compresión presentes, por alta temperatura y alta presión, dicha omega se colocará de manera superficial (horizontal) en lecho marino encima de una cama semi-rigida construida por medio de costaleras (sacos de material rellenos de arena) y tapetes de concreto flexible para darle una configuración horizontal, para evitar el fenómeno de pandeo vertical ascendente (UHB), el resto del ducto se instalará enterrado en el lecho marino, por la baja profundidad del tirante de agua (< 100 m) y quedando únicamente expuestas las omegas (superficialmente). Para el diseño de las omegas se hicieron análisis de interacción (estructura – omega) en las zonas donde se apoyaran la omega y guías, que restringirían los desplazamientos laterales del ducto, para que la omega trabaje adecuadamente. Las dimensiones de la omega son de 28 x 14 m para absorber los desplazamientos ejercidos por fuerzas axiales mayores a 500,000 kg, que harían que el ducto simplemente enterrado con su lastre de concreto se levantará (UHB) y ocasionará un colapso el mismo.

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El Campo se localiza a ±130 km al NE de Cd. del Carmen Camp, se descubrió entre 2007-2008 con la evaluación de dos pozos productores de hidrocarburos pesados de 10.6 °API y viscosidad a condiciones yacimiento de 43 cp. De la evaluación de los pozos A-1 y A-2, se determinó que la formación productora son carbonatos altamente fracturados, que se localizan entre 3660-4260 mvbnm. El yacimiento es bajosaturado, productor de aceite pesado, con alto contenido de H2S y CO2 y requiere de un sistema artificial de producción desde el inicio de su explotación. Se efectuó un estudio de sistemas artificiales de producción, determinándose que el sistema artificial de producción, es el bombeo electrocentrifugo (BEC). Posteriormente, se analizó el uso de BEC con tubería flexible y el BEC-DUAL. Seleccionándose el BEC-DUAL encapsulado, para aislar el cable de potencia y la tubería de revestimiento (TR) de los fluidos altamente corrosivos de la formación; disponer de un equipo de respaldo, que entrará en operación en cuanto el BEC principal falle. Esto ayudará a incrementar la vida del sistema, disminuir el número de intervenciones, reducir la producción diferida y mejorar la rentabilidad del proyecto. El Desarrollo del Campo inició en el año 2015, contempla instalar cuatro plataformas, perforar 22 pozos y recuperar los pozos A-1 y A-2. En octubre del 2015 se terminó el pozo A-3, donde se instaló el segundo BEC-DUAL en México. Actualmente se produce 28,000 bpd con cinco pozos, dos de ellos con BEC sencillo y tres con BEC-DUAL.

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