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Condensate banking has been identified as one of the most potentially damaging mechanisms affecting the well productivity in Cupiagua Field. The mitigation of condensate banking phenomena, among the other important damaging mechanisms currently interacting along the entire productivity zones, has been one of the most relevant stimulation practices in the development strategy. The mitigation of condensate banking led to optimization of common stimulation practices to recover the productivity of gas-condensate wells. Massive hydraulic fracturing and matrix stimulation with inhibited diesel and alcohol have been the most common practices implemented and optimized to mitigate condensate banking in Cupiagua field. Some time ago the mitigation of condensate banking was recognized as one of the most important stimulation challenges to be worked by the stimulation team. This paper describes all the engineering work carried out to implement a new stimulation technique based on the injection of inhibited dry gas. The performed lab job, the simulation runs, the engineering design and the field results are clearly described in the paper, the preliminary results are showing that a successful stimulation technique exists to remove and mitigate condensate banking. At the moment this stimulation strategy has been focused in removing liquid saturation (condensate and water) and organic solids (especially asphaltenes) by incorporating alcohol and surfactants inside the gas stream. Future engineering work will address the incorporation of a chemical blend that can improve the gas-treatment life, thus reducing critical liquid saturation or/and reducing the size of no mobile condensate rings.

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Uno de los principales retos de la industria petrolera es determinar las condiciones de operación de los pozos para maximizar la producción de hidrocarburos con los recursos disponibles a través de la optimización del sistema yacimiento-pozoinstalaciones. Para afrontar este reto, es indispensable contar con modelos de pozo que, en conjunto con los modelos de yacimientos e instalaciones, sean capaces de reproducir historia de explotación, y eventos operativos para el análisis y optimización de la operación de las instalaciones. Este trabajo presenta una metodología para realizar el ajuste histórico del modelo de pozo que consiste en calibrar el modelo de pozo usando pruebas de presión e historia de aforos considerando las condiciones de presión del yacimiento al momento de realizar cada medición. La tabla hidráulica (TH) generada representa el comportamiento de producción del pozo al variar sus condiciones operativas. La TH es acoplada a un modelo de yacimiento con la finalidad de reproducir su historia de producción. Los resultados son comparados con la historia real de producción para determinar y reducir el grado de desviación, permitiendo evaluar diferentes escenarios de explotación para maximizar la rentabilidad del yacimiento. Los resultados del trabajo son de gran trascendencia ya que mediante el método propuesto se obtiene una representación exacta del comportamiento de producción de cada pozo a diferentes condiciones operativas, obteniendo: a. Optimizar el sistema artificial de producción Bombeo Neumático b. Generar pronósticos de producción más certeros. c. Afinar la estrategia de explotación del campo d. Incrementar el volumen de reservas.

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El impacto de las intervenciones con tubería flexible se ve reflejado directamente en el mantenimiento a la producción base del Activo de Producción Bloque Norte 02 (APBN02), por lo que costo y tiempo de las mismas deben ser rentables en términos de indicadores económicos como: TIR, VPN, VPI. El objetivo de este trabajo es recalcar y mejorar los puntos para la selección de los pozos a intervenir; así como, tipo de tratamiento, herramienta y fluidos a usar basado en estadística y experiencia en campo presentada específicamente durante 2016 y 2017 en pozos de BN de los campos HALLAZGO, ESCOLIN y POZA RICA. Las propuestas técnicas, operativas y el análisis de pozos realizados por parte del equipo multidisciplinario, previo a la formación del tren de pozos a intervenir permitió mejorar la rentabilidad de las operaciones, considerando el histórico de pozo (últimas dos intervenciones con UTF y última RME con equipo), huella de calibración (mayor a menor diámetro y RPFC), ecómetros TP y TR, válvula operante, análisis stiff, histórico de producción. Identificando el problema como: carbonatos de calcio e inclusive bario en la tubería de producción lo que ocasiona que restricciones al aporte de hidrocarburos del pozo a batería de producción. Una vez analizado y definido el tipo de obstrucción y precipitado (s) en la tubería de producción, se plasma en el programa detallado de la intervención las acciones de limpieza con sistemas químicos conjuntamente con acciones mecánicas para restituir la producción del pozo.

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Este documento presenta la Estrategia de Administración del Conocimiento (AC) en Pemex Exploración y Producción (PEP), la cual está enfocada, a los procesos sustantivos de la Cadena de Valor y considera todos los componentes relevantes al interior y exterior de PEP. También se desarrolló un Modelo de Operación de AC, para que la estrategia sea implementada de forma práctica, lo cual constituye la base de la metodología para llevar a cabo el proceso de Administración de Conocimiento en PEP. El Modelo de Operación de AC busca integrarse a la cultura de los profesionistas de la organización como una alternativa para solucionar los problemas típicos de la industria relacionados con el conocimiento de las personas que trabajan con y para PEP, es decir para lograr consolidar el Capital Humano de cara a los retos de competitividad de la transición energética del mundo y la importancia que tiene México como potencia petrolera en dichos procesos globales.

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A partir de la Reforma Energética y la adopción de rigurosos lineamientos para llevar a cabo las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos, las empresas operadoras han requerido implementar mecanismos de control que permitan mostrar las etapas que conforman cada proceso y el seguimiento de información técnica, con el fin de evitar sanciones por omisión, entrega fuera de lapso o el punto más crítico, el retraso de sus actividades. Pensando en esta necesidad se ha trabajado en un modelo que permite la organización, respaldo y seguimiento en la entrega de información técnica bajo una metodología apegada a los lineamientos vigentes emitidos por la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) y la Agencia de Seguridad, Energía y Ambiente (ASEA) y que garantiza la veracidad y confiabilidad de los procesos involucrados. El modelo incluye la clasificación, trazabilidad y fechas de entrega de los documentos asociados a planes de exploración y desarrollo, perforación de pozos y actividades de reconocimiento y exploración superficial (ARES), permitiendo al operador, a partir de notificaciones preventivas, la entrega oportuna de la información. Los operadores podrán acceder a la información de manera rápida y segura y por ende se reducirá el tiempo de búsqueda, integración y atención ante auditorías y solicitudes por parte de la CNH y la ASEA. La metodología llevada a cabo en este modelo de gestión consta de 5 etapas: recopilación de información, configuración inicial, control de calidad, visualización y seguimiento.

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