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La búsqueda en las categorías "Optimización de la Producción"  produjo 99 resultado(s)

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El Activo de producción Cantarell, en donde su mayoría de campos son considerados maduros, se ha presentado de manera significativa la pérdida de producción debido a problemas de incrustaciones inorgánicas, principalmente por la presencia de producción de agua altamente incrustante y el depresionamiento en algunos de los yacimientos del activo. Por otro lado la dificultad de obtener información de fondo en terminaciones no instrumentadas derivo a crear una guía para la detección oportuna de intervenciones de limpieza y estimulaciones (reparaciones menores) basando el diagnostico en condiciones superficiales de pozo, con el fin de restituir la producción en los pozos y mantener la producción del activo.

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La Reactivación de Pozos Cerrados con Posibilidades de Explotación en Campos Terrestres, representa para Pemex Exploración y Producción (PEP) una oportunidad para incorporar producción rápida y económicamente eficiente; ya que además de que cuenta con un importante inventario de estos pozos, los costos de las intervenciones son menores comparados con la perforación de pozos y desarrollo de campos. La entrada en vigor de la Reforma Energética en nuestro país, le ha permitido a PEP plantear un modelo de negocio innovador con la participación de terceros, mediante el cual podrá desarrollar áreas de oportunidad, que históricamente ha tenido que ir posponiendo, ya que por su nivel de rentabilidad, durante el proceso de jerarquización de las mismas, estas no compiten con respecto a otras que le representan un mejor negocio. Y si aunado a lo anterior, tomamos en cuenta el entorno de bajos precios del petróleo, y este se traduce en una mayor escasez de recursos presupuestales, las inversiones definitivamente se tendrán que destinar hacia donde brinde mayores rendimientos. El enfoque del proyecto es de extracción de hidrocarburos, mediante la realización de una serie de actividades por parte del tercero; desde la reactivación, incorporación y mantenimiento de la producción de un conjunto de pozos cerrados con posibilidades de explotación en campos terrestres ubicados en el eje Tamaulipas-Veracruz-Tabasco-Chiapas, y el esquema de pago es a partir del flujo de efectivo remanente, que resulte del ingreso obtenido por la comercialización de la producción. Cabe mencionar que el prestador de servicio tendrá la oportunidad para aplicar sus mejores prácticas, así como su tecnología en la realización de las actividades establecidas en el contrato. Y es a través de éste tipo de iniciativas, que se busca coadyuvar en el cumplimiento de las metas de producción establecidas; así como en definir e implementar nuevos enfoques de productividad de pozos enmarcados en el Plan de Negocios de Pemex (2017-2021).

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The aging process of petroleum wells causes reduction in reservoir pressures and an increase in the hydrostatic head of liquid in the production tubing. When used in gas field applications, aqueous surfactants containing foamers and condensate foamers have successfully unloaded well fluids and increased production. However, neither technology is effective for crude oil wells. Research to develop a black oil foamer (BOF) was conducted utilizing laboratory foam column testing. The application of an effective BOF could provide several benefits to oil producers. Potential benefits of a BOF include reducing liquid loading in flowing oil wells, maximizing oil and gas production, minimizing slugging and downtime of cycling wells, improving suboptimal gas lift performance, and helping restart wells temporarily shut in due to liquid loading or maintenance. To meet numerous field application requirements, the BOF needed to be effective over a wide range of crude oil, and be suitable for batch applications and continuous applications by umbilical, capillary, or gas lift. In addition, the BOF also needed to be thermally stable at wellbore temperatures and pressures, and not negatively impact asset integrity, and be non-emulsifying. The BOF also needed to create a foam that was sufficiently stable to unload liquid from the well but not so stable that common de-foamers could not resolve it. This paper describes several successful field applications of the new BOF. Results from two field applications of the BOF are discussed in this paper. The first application discussed occurred at a land-based well in south Texas. This well produced intermittently and experienced a rapidly decreasing production curve. After switching from the incumbent aqueous foamer to the BOF, the duration of continuous production increased from 7 to 12 days, and increased average production rates of oil and gas increased from 13 to 100 BOPD and 122 to 400 Mcf/D, respectively. Subsequently, the BOF was applied into a subsea oil well located in the Gulf of Mexico. This well experienced severe slugging and a short production cycle; the well flowed intermittently for only two weeks. Consequently, the well needed to be shut in for six months to allow enough gas pressure to build up for the well to flow. After the well had been shut in for two months, the BOF was applied via umbilical and it successfully unloaded the flow line and riser. The production cycle increased from two to eight weeks and annualized oil recovery from 100,000 to 550,000 barrels oil. The foamer did not negatively impact oil/water separation or overboard water quality.

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En la actualidad es necesario utilizar nuevas técnicas y metodologías que permitan pronosticar el comportamiento de producción sin afectar la rentabilidad e integridad de los pozos. El dato más confiable para emplear en la mayoría de los análisis de ingeniería de yacimientos y productividad es la información obtenida del fondo de pozo (Registros de presión, PLT, etc.). Sin embargo, por causas operacionales o costo-beneficio no siempre es factible tomar dicha información. Con la necesidad de generar pronósticos de producción más realistas en pozos con una fuerte afinidad a la producción de agua, se desarrolló un modelo de WOR con la premisa de utilizar únicamente datos de producción, para facilitar su aplicación. El siguiente trabajo propone un nuevo modelo de relación agua-aceite (WOR, por sus siglas en inglés) basado en la teoría de declinación exponencial de Arps (1945) y tiempo de balance de materia de Blasingame para flujo pseudo-estacionario (1994). Para la generación del nuevo modelo se empleó el trabajo de Bondar y Blasingame (2002) sobre el análisis e interpretación del comportamiento de la relación agua-aceite. El nuevo modelo propuesto permite determinar la declinación de producción de aceite y pronosticar el comportamiento de irrupción del agua en el pozo.

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El Gel de Partículas Preformadas (PPG), es un polímero entrecruzado del tipo hidrófilo que dadas sus características físicas y químicas puede crear una barrera al flujo de agua pero no así al flujo de aceite. El presente trabajo muestra un experimento que mide la facilidad de flujo de agua o aceite a través del PPG, visto como un medio pseudoporoso, mediante la determinación de las permeabilidades efectivas. Los resultados obtenidos muestran que existe una tendencia de presiones a las cuales el agua y el aceite pueden fluir a través del PPG y una tendencia en donde es posible predecir el comportamiento del PPG ante el aumento de una presión.

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