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Timestamp: 2020-07-03 14:05:41+00:00

Document:
“Optimización Del Portafolio De Producción” | Petróleo | Gas natural
“Optimización Del Portafolio De Producción”
Estimación reservas de petróleo México
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REPORTE TALLER OPP
REPORTE Versión 1.0
REPORTE DE PRIORIDADES NACIONALES SOBRE EL TEMA:
Nota: Las prioridades nacionales que contiene esta versión fueron concebidas considerando la opinión de expertos nacionales e internacionales, por lo que su contenido técnico no presentará cambios de fondo respecto a la versión y edición final de este documento.
4-Julio 2018
Líder Iniciativa SENER:
Ing. Carlos Roberto Ortiz Gómez / Dr. Edgar Santoyo Castelazo Dirección General de Investigación, Desarrollo Tecnológico y Formación de Recursos Humanos
Co-líder Internacional:
Dr. Andrés E. Moctezuma Berthier Dr. Octavio Cazarez Candia
Líderes nacionales de Panel:
“Caracterización de Yacimientos” M.C. Ricardo Torres Vargas, IMP
“Perforación y Terminación de pozos” M.I. Jaime Blanco Galán, IMP
“Explotación de Yacimientos” Dr. Erick Luna Rojero, IMP
“Productividad y producción” M.I. Juan Clavel López, IMP
“Administración de Campos” Dr. Leonid Sheremetov, IMP.
Dr. Marc Shuster Dr. Carlos Torres-Verdin
Co-líderes internacionales de Panel:
Dr. Marc Shuster, UT Austin
Dr. Pradeep Ashok, UT Austin
Dr. Carlos Torres- Verdín, UT Austin
M.I, Victor Martinez, Kongsberg
Dr. Michael J. Pyrcz, UT Austin
Especialistas relatores en los paneles:
Dra. Elsa Velarde, IMP Dr. Dieter Werthmüller, IMP M.I. Rogelio Reséndiz, IMP Ing. Carlos Coutiño Miranda, IMP Dr. Octavio Cazarez Candia, IMP Dr. Enrique Serrano Saldaña, IMP M.I. Humberto Aguilar, IMP Ing. Brandon Robles, IPN Dr. Jorge Martinez, IMP Dr. Manuel A. Chi Chim, IMP
Grupo de soporte logístico:
Victor Manuel Delgado, IMP Norberto Soni, IMP Ricardo Ortiz, IMP
Grupo de soporte técnico:
Dr. Pedro Fernando Aguilar Gastelum, IMP
1. Metas Nacionales del Plan Nacional de Desarrollo y la explotación de los hidrocarburos
2. Pronósticos de producción de hidrocarburos
3. Recurso petrolero nacional
Volumen remanente de hidrocarburos
1.1 Producción de hidrocarburos como factor de impacto para el desarrollo nacional
1.2 Iniciativa de SENER
CAPÍTULO 2. PRIORIDADES PARA OPTIMIZAR EL PORTAFOLIO DE PRODUCCIÓN
CY_1 – Desarrollar un método para la caracterización y modelado de fracturas y tipos de esfuerzos en el
subsuelo para mejorar la producción en yacimientos mexicanos
2.1.3. Directrices
2.1.4. Impacto
2.1.5. Relación con otras prioridades
CY_2 - Reconocer compartimentación y conectividad basado en la integración de tecnologías
multidisciplinarias en la caracterización de yacimientos mexicanos
2.2.1. Resumen
2.2.3. Directrices
2.2.4. Impacto
2.2.5. Relación con otras prioridades
CY_3 - Optimización de producción y caracterización de yacimientos usando análisis moderno de datos
2.3.1. Resumen
2.3.2. Descripción
2.3.3. Directrices
2.3.4. Impacto
2.3.5. Relación con otras prioridades
2.4 PT_1 – Investigar y desarrollar tecnología que permita atender campos en condiciones avanzadas de
explotación para el proceso de construcción y mantenimiento a pozos
2.4.1. Resumen
2.4.3. Directrices
2.4.4. Impacto
2.4.5. Relación con otras prioridades
2.5 PT_2 Investigar y desarrollar tecnología que garantice la integridad del equipo y la continuidad operativa
del proceso de perforación y terminación, considerando los gradientes de presión y temperatura
2.5.1. Resumen
2.5.2. Descripción
2.5.3. Directrices
2.5.4. Impacto
2.5.5. Relación con otras prioridades
PT_3 - Desarrollar modelos geomecánicos para asegurar la perforación y terminación de pozos
2.6.1. Resumen
2.6.2. Descripción
2.6.3. Directrices
2.6.4. Impacto
2.6.5. Relación con otras prioridades
2.7 EY_1 – Implementar o adaptar las mejores prácticas de administración de yacimientos para el incremento
2.7.1. Resumen
2.7.2. Descripción
2.7.3. Directrices
2.7.4. Impacto
2.7.5. Relación con otras prioridades
EY_2 Implementación, adaptación y /o desarrollo de tecnologías para incrementar el factor de
2.8.1. Resumen
2.8.2. Descripción
2.8.3. Directrices
2.8.4. Impacto
2.8.5. Relación con otras prioridades
2.9 EY_3 Implementar, adaptar o desarrollar tecnologías para la caracterización holística de yacimientos
2.9.1. Resumen
2.9.2. Descripción
2.9.3. Directrices
2.9.4. Impacto
2.9.5. Relación con otras prioridades
PP_1 Optimizar el comportamiento de flujo en el SIP a fin de mantener o incrementar la producción
2.10.1. Resumen
2.10.2. Descripción
2.10.3. Directrices
2.10.4. Impacto
2.10.5. Relación con otras prioridades
2.11 PP_2 Desarrollar soluciones tecnológicas para asegurar el flujo de fluidos en el medio poroso en la zona
vecina al pozo
2.11.1. Resumen
2.11.2. Descripción
2.11.3. Directrices
2.11.4. Impacto
2.11.5. Relación con otras prioridades
2.12 PP_3 - Incrementar la confiabilidad en la operación de los SAP´s en pozos de aceite pesado, extra pesado
y pozos de gas, considerando el manejo de impurezas
2.12.1. Resumen
2.12.2. Descripción
2.12.3. Directrices
2.12.4. Impacto
2.12.5. Relación con otras prioridades
AC_1 – Manejo inteligente de grandes volúmenes de datos e información de campo
2.13.1. Resumen
2.13.2. Descripción
2.13.3. Directrices
2.13.4. Impacto
2.13.5. Relación con otras prioridades
AC_2 - Modelado descriptivo, predictivo y prescriptivo de campos guiado por datos
2.14.2. Descripción
2.14.3. Directrices
2.14.4. Impacto
2.14.5. Relación con otras prioridades
2.15 AC_3 - Toma de decisiones colaborativa con datos intensivos para la administración óptima de activos y
Relación con otras prioridades
CAPÍTULO 3. GRANDES RETOS
Reto 1: Creación de un centro nacional de recuperación de hidrocarburos que vincule e integre la
adaptación y el desarrollo de tecnologías, así como acelerar la evaluación e implementación de soluciones
oportunas que permitan incrementar los factores de recuperación de hidrocarburos en los campos mexicanos
3.1.3. Impacto de lograrlo
Reto 2: Actualizar los programas de estudio en licenciaturas y posgrado, así como generar la vinculación
de la academia con la
3.2.3. Impacto de lograrlo
Reto 3: Complementar y formalizar los esquemas para la certificación de capacidades profesionales y
técnicas en ingeniería petrolera y
3.3.3. Impacto de lograrlo
Reto 4: Optimizar los esquemas que permiten realizar las pruebas en campo, para validar y evaluar
3.4.3. Impacto de lograrlo
La apertura del sector energético derivado de la Reforma Energética del 2013 ha tenido impactos positivos en el desarrollo del sector hidrocarburos en México [1] . Sin embargo, existen muchos retos que se deben superar para alcanzar los objetivos de dicha reforma, lo cual se vería traducido en beneficios tales como [2] : (1) lograr tasas de restitución de reservas probadas de petróleo y gas superiores a 100%, (2) aumentar la producción de petróleo a 3.5 millones diarios en 2025, y (3) aumentar la producción de gas natural a 10 mil 400 millones diarios en 2025. Estos beneficios a su vez implican bajar el precio del gas, generar aproximadamente 2 puntos porcentuales más de crecimiento económico y 2.5 millones de empleos más a 2025.
Por lo anterior, es de suma importancia plantear estrategias que permitan incrementar las reservas y producción de hidrocarburos. En este sentido, Pemex ha planteado estrategias en exploración y caracterización de yacimientos, y en producción de hidrocarburos. Entre otras, las estrategias planteadas son [3] : (1) fortalecer la eficiencia y rentabilidad en el desempeño exploratorio, (2) asegurar la caracterización y delimitación de nuevos descubrimientos, (3) Reactivar pozos y acelerar desarrollo de campos, (4) incrementar factores de recuperación en campos productores, (5) acelerar la exploración y desarrollo de aceite y gas en lutitas, etc.
Aunado a lo planteado por Pemex, otras dependencias del Gobierno, por ejemplo la SENER, están realizando esfuerzos para definir estrategias para incrementar la producción de hidrocarburos dada su importancia en la economía a nivel nacional. De hecho, la Reforma Constitucional en Materia de Energía establece en el Artículo 28, que la exploración y extracción de petróleo y gas son actividades estratégicas para el país, siendo necesario entonces fortalecer la infraestructura con la que actualmente cuenta el sector energético, en específico, el sector de la exploración y producción de hidrocarburos. En este sentido, la SENER, con la finalidad de favorecer un sector de los hidrocarburos altamente competitivo que permita capitalizar los preceptos establecidos en la Reforma energética, ha estado desarrollando diferentes estrategias. Parte de esas estrategias es llevar a cabo talleres tecnológicos con la finalidad de identificar las prioridades nacionales para la investigación, desarrollo tecnológico y formación de recursos humanos.
En atención a lo anterior, el IMP, por solicitud de la Secretaria de Energía, tuvo a bien realizar un Taller para la identificación de prioridades nacionales en el tema de Optimización del Portafolio de Producción, en el cual participaron más de 150 especialistas relacionados con la exploración y caracterización de yacimientos, y recuperación y producción de hidrocarburos. Esta comunidad de especialistas, se integró con profesionales de la academia (Instituciones de Educación Superior), la investigación (Centros Públicos de Investigación) y del sector industrial (PEMEX, otros), tanto nacionales como internacionales.
Previo al Taller, se realizaron actividades para identificar los temas base que se discutieron en los paneles en los que se dividió el Taller. Dichos temas base se revisaron, discutieron y definieron con personal de PEMEX- Exploración Producción, tanto de la Subdirección de Aseguramiento Tecnológico, como con personal operativo de algunos activos de producción. Los temas se documentaron dando origen al documento de perspectivas tecnológicas.
Durante el Taller, se presentaron los planteamientos de visión de contexto nacional por medio de presentaciones plenarias, y se realizaron discusiones entre expertos invitados, lo cual permitió identificar 15 prioridades nacionales de carácter técnico y generar la información que se usó para integrar esta versión preliminar del reporte.
El reporte contiene 3 capítulos principales, el primero como introducción, el segundo con la descripción de las prioridades nacionales, y un tercero con la discusión de cuatro grandes retos.
La introducción describe, de manera general y básica, el potencial de hidrocarburos nacional, las reservas y la producción, así como conceptos asociados a la Reforma energética, haciendo énfasis en el carácter estratégico que está documentado en el Plan Quinquenal de la SENER [4] .
En esta versión, el segundo capítulo concentra la descripción de 15 prioridades nacionales, que agrupan los retos y tecnologías que fueron discutidas en los 5 paneles técnicos del Taller. Las prioridades se agrupan por los temas de los paneles, los cuales fueron: (1) Caracterización de Yacimientos, (2) Perforación y Terminación de Pozos, (3) Explotación de yacimientos, (4) Producción y productividad, (5) Administración de Campos. Dichas prioridades se listan en la Tabla 1, indicando el código, y el panel al que quedaron asociadas.
Tabla 1. Listado de código y prioridades identificadas, agrupadas por panel de especialidad.
Panel “Caracterización de Yacimientos”
CY_1
Desarrollar un método para la caracterización y modelado de fracturas y tipos de esfuerzos en el subsuelo para mejorar la producción en yacimientos mexicanos
CY_2
Reconocer compartimentación y conectividad basado en la integración de tecnologías multidisciplinarias en la caracterización de yacimientos mexicanos
CY_3
Optimización de producción y caracterización de yacimientos usando análisis moderno de datos multi-disciplinarios
Panel “Perforación y Terminación de pozos”
Investigar y desarrollar tecnología que permita atender campos en condiciones avanzadas de explotación para el proceso de construcción y mantenimiento a pozos
Investigar y desarrollar tecnología que garantice la integridad del equipo y la continuidad operativa del proceso de perforación y terminación, considerando los gradientes de presión y temperatura
Desarrollar modelos geomecánicos para asegurar la perforación y terminación de pozos
Panel “Explotación de Yacimientos”
Implementar o adaptar las mejores prácticas de administración de yacimientos para el incremento de la producción
Implementación, adaptación y /o desarrollo de tecnologías para incrementar el factor de recuperación
Implementar, adaptar o desarrollar tecnologías para la caracterización holística de yacimientos
Panel “Productividad y Producción”
10 PP_1
Optimizar el comportamiento de flujo en el SIP a fin de mantener o incrementar la producción.
11 PP_2
Desarrollar soluciones tecnológicas para asegurar el flujo de fluidos en el medio poroso en la zona vecina al pozo.
12 PP_3
Incrementar la confiabilidad en la operación de los SAP´s en pozos de aceite pesado, extra pesado y pozos de gas, considerando el manejo de impurezas.
Panel “Administración de Campos”
13 AC_1
Manejo inteligente de grandes volúmenes de datos e información de campo
14 AC_2
Modelado descriptivo, predictivo y prescriptivo de campos guiado por datos
15 AC_3
Toma de decisiones colaborativa con datos intensivos para la administración óptima de activos y campos
En este segundo capítulo se considera una descripción de las prioridades, las directrices planteadas por prioridad y las posibles acciones e impactos, lo anterior como resultado de las discusiones técnicas en los diferentes paneles.
El capítulo tres presenta la información que documenta una visión de cuatro grandes retos que se identificaron al integrar la visión de los diferentes paneles. Para cada Reto se presenta una descripción del mismo, así como sus impactos de lograrlos. El primer Reto tiene que ver con la conformación de un Centro Nacional de Recuperación que permita la integración de información y capacidades, así como establecer la vinculación entre las diferentes áreas de especialidad, permitiendo la integración de información para la toma de decisiones en la explotación. El segundo reto se identifica hacia las actualizaciones y modificaciones que deben de tener los planes de estudio actuales de licenciatura y posgrado en ingeniería petrolera y ciencias de la tierra, con el fin de modernizar y potencializar el desarrollo de las nuevas generaciones de especialistas. El tercer reto tiene que ver con la certificación de capacidades, lo anterior para homologar el nivel y requerimientos técnicos que permitan tener un nivel de referencia acorde a las capacidades requeridas por la industria. El cuarto reto está relacionado con la optimización de los esquemas que permitan realizar pruebas en campo, para validar y evaluar desarrollos tecnológicos.
[1] Comisión Nacional de Hidrocarburos (2018). “Plan anual de trabajo”. Disponible en
https://www.gob.mx/cms/uploads/attachment/file/315225/PAT_2018.pdf
[2] Gobierno de la Republica (2013). “Reforma energética”. Disponible en
https://www.gob.mx/cms/uploads/attachment/file/10233/Explicacion_ampliada_de_la_Reforma_Energetica1.pdf
[3] Pemex (2015). “Principales elementos del plan de negocios de Petróleos Mexicanos y sus empresas productivas subsidiarias 2016-2020”. Disponible en http://www.pemex.com/acerca/plan-de-negocios/Documents/epn-pmx-eps_2016-2020.pdf
[4] Secretaría de Energía (2018). “Programa Quinquenal de Licitaciones para la Exploración y Extracción de Hidrocarburos 2015-2019: Edición del mes de abril“. Disponible en https://www.gob.mx/cms/uploads/attachment/file/324552/Programa_Quinquenal_Abril.pdf
Una vez descubierta una reserva de hidrocarburos en el subsuelo, la forma de explotar los yacimientos es lo que incide en los valores volumétricos de extracción y es por eso que la ingeniería de yacimientos, conjuntamente con la ingeniería de producción, y con la administración optimizada de los campos, maximizará el valor económico de estos hidrocarburos. El obtener y manejar hidrocarburos en superficie está asociado a mecanismos físicos de explotación, así como a la ingeniería de exploración, desarrollo de campos, manejo y operación de los pozos productores/inyectores e instalaciones. Es por ello que la SENER conformó el Plan Quinquenal 2015-2019 siendo éste un documento indicativo que sienta una base de definición de las rondas de licitación para la explotación de campos petroleros, y cuyo contexto presenta lineamientos relacionados con la producción de hidrocarburos. A continuación, se describen brevemente los puntos importantes relacionados a la producción de hidrocarburos, así como el potencial actual nacional, y el histórico de producción en México.
1. Metas Nacionales del Plan Nacional de Desarrollo y la explotación de los hidrocarburos.
El documento de SENER: “Plan Quinquenal de Licitaciones para la Exploración y Extracción de Hidrocarburos 2015-2019: Un proceso participativo“ establece que la Reforma Energética implica una transformación profunda del marco legal e institucional del sector energético de México y que busca promover el aprovechamiento sustentable y eficiente de nuestros recursos naturales para detonar el potencial del sector y contribuir al desarrollo del país, este documento es uno de los instrumentos clave para la implementación de la Reforma Energética. Como tal, éste alinea las actividades del Ejecutivo Federal a las Metas Nacionales del Plan Nacional de Desarrollo (PND), cuyo objetivo general es llevar a México a su máximo potencial.
Las Metas Nacionales cuentan con objetivos que se ejecutan mediante estrategias definidas e integradas por líneas de acción, dentro de las cuales se establece la Meta Nacional Construir un México Próspero, y con el objetivo de Abastecer de energía al país con precios competitivos, calidad y eficiencia a lo largo de la cadena productiva, el cual incluye la estrategia de Asegurar el abastecimiento de petróleo crudo, gas natural y petrolíferos que demanda el país. La relación del Plan Quinquenal con el PND se muestra en la Figura 1.
Meta Nacional: México Prospero
Objetivo: Abastecer de energía al país con las mejores condiciones
Estrategia: Asegurar el abastecimiento de hidrocarburos
- Ampliar la capacidad del
Estado en exploración y
- Fortalecer a PEMEX.
- Incrementar las reservas.
- Eficiencia a lo largo
- Elevar el índice de
- Petrolíferos.
- Incrementar la producción de
gas natural, entre otras, para
el abastecimiento de energía
Figura 1. Relación de la política de hidrocarburos establecida en el PND con la Meta Nacional “México prospero” [1] .
Como se puede observar, el Plan Quinquenal cuenta con una política que complementa el desarrollo de los campos por parte de PEMEX, y que de manera directa está relacionada con la producción de hidrocarburos, identificada como “Aumentar la producción de hidrocarburos”.
Con base en los objetivos de la Reforma Energética, se estima que la producción de petróleo puede incrementarse en 500 mil barriles para 2018 y en 1 millón de barriles hacia 2025. La Figura 2 muestra el volumen de producción promedio alcanzado de 2012 a 2017, las metas planteadas en 2013 a partir de la Reforma Energética, y las metas definidas en el PROSENER. Cabe mencionar que las metas de producción anunciadas con la aprobación de la Reforma Energética se establecieron a partir de precios del petróleo de alrededor de 100 dólares estadunidenses por barril y una producción de petróleo de PEMEX de alrededor de 2.5 MMbd.
Figura 2. Producción de crudo actual y pronóstico [2] .
Alcanzar estas metas dependerá de un conjunto de factores endógenos y exógenos al sector nacional de hidrocarburos. Algunos de los factores que pueden afectar la producción nacional son: (1) la volatilidad en el precio del petróleo en los mercados internacionales, (2) los costos de producción, (3) el pronóstico de crecimiento del Producto Interno Bruto, (4) la producción global de hidrocarburos, (5) la capacidad y disponibilidad de almacenamiento, (6) los inventarios de distintos tipos de crudo, (7) el tipo de cambio, entre otros.
En México, la clasificación de los recursos de hidrocarburos considera todas las cantidades de ocurrencia natural, descubiertas o no descubiertas, convencionales y no convencionales, además de las cantidades ya producidas.
Al 1 de enero de 2017, los recursos petroleros de México (Tabla 2) aún no descubiertos, se estiman en 112,833 MMbpce, de los cuales 52,629 MMbpce (46.6%) corresponden a recursos convencionales y 60,204 MMbpce (53.4%) a recursos no convencionales. En cuanto a los recursos descubiertos comerciales o reservas, el país cuenta con 25,858.1 MMbpce de reservas totales (3P), de las cuales 9,160.7 MMbpce son reservas probadas, conocidas como 1P [1] .
Tabla 2. Recursos identificados en México al 1 de enero de 2017 (MMbpce) [1] .
acumulada ***
Provincia petrolera *
Cinturón Plegado de Perdido
12,318.2
17,250.7
14,466.0
Sabinas-Burro-
Tampico-Misantla **
34,922.0
16,769.3
25,858.1
52,629.0
Notas: *Las provincias petroleras de Chihuahua, Golfo de California y Vizcaíno-La Purísima-Iray, no cuentan con evaluación de recursos petroleros.
** El recurso prospectivo asociado a los plays de la provincia petrolera Tampico-Misantla, incluye los 30 MMbpce identificados de la provincia petrolera Cinturón Plegado de la Sierra Madre Oriental.
En términos generales, en la Tabla 2, tres provincias petroleras sobresalen por su potencial: Cuencas del Sureste, Golfo de México Profundo y Tampico Misantla. La primera, Cuencas del Sureste, ha sido históricamente la que mayor producción ha aportado, acumulando 48,073.2 MMbpce (81.08% de la producción total). Además, cuenta con el mayor volumen de reservas 3P (66.7% del total) y con un importante volumen de recursos prospectivos estimado en 14,466 MMbpce. La segunda, la provincia del Golfo de México Profundo, cuenta con un estimado de recursos convencionales prospectivos de 27,835 MMbpce. Los recursos petroleros en ambas provincias confirman el potencial productor de las Aguas Territoriales del Golfo de México y representan 80.4% de los recursos prospectivos convencionales del país. Finalmente, la provincia de Tampico-Misantla registra el mayor potencial de recursos prospectivos no convencionales estimado en 34,922 MMbpce.
Las cifras anteriores destacan el potencial con el que cuenta México. Es importante añadir que la Tabla 1 muestra información derivada de las actividades productivas y exploratorias de PEMEX, empresa que hasta estos últimos años fue la única productora de petróleo y gas en México. Por lo tanto, con el fin de complementar el potencial identificado por PEMEX, se utiliza tanto el volumen de hidrocarburos en las categorías probadas, probables y posibles (1P, 2P y 3P), como el volumen remanente de hidrocarburos.
Las reservas se definen como el volumen de hidrocarburos, calculado a condiciones atmosféricas por métodos geológicos y de ingeniería, que se estima serán recuperados económicamente con cualquiera de los métodos y sistemas de explotación aplicables a la fecha de evaluación. La estimación parte de un proceso de caracterización de yacimientos, ingeniería de yacimientos, producción y evaluación económica.
La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) es el órgano regulador responsable de la cuantificación y evaluación de las reservas de hidrocarburos de México. En 2012 emitió los Lineamientos que regulan el procedimiento de dictaminación para la aprobación de los reportes de evaluación o cuantificación de las reservas de hidrocarburos elaborados por Petróleos Mexicanos y el visto bueno a los reportes finales de las certificaciones realizadas por terceros independientes, en su Resolución CNH.08.001/12. Dichos lineamientos siguen los criterios y definiciones internacionales contenidas en las Guidelines for the Application of the Petroleum Resources Management System (PRMS) emitidas conjuntamente por la Society of Petroleum Engineers, la American Association of Petroleum Geologists, el World Petroleum Council, la Society of Petroleum Evaluation Engineers y la Society of Exploration Geophysicists. La Figura 3 muestra la clasificación de las reservas bajo estos criterios.
Recursos hidrocarburos totales en sitio
Recursos descubiertos
Fuente: SENER con información de la Society of Petroleum Engineers, 2011.
Figura 3. Sistema de administración de recursos petroleros. Recursos hidrocarburos totales en sitio [1] .
En armonía con la práctica internacional, la legislación mexicana en los términos del artículo Quinto Transitorio del Decreto y del artículo 45 de la Ley de Hidrocarburos, permite a los contratistas, en particular a los operadores, ejercer su derecho de reportar estos volúmenes para fines contables y financieros únicamente. De acuerdo a la evaluación al 1 de enero de 2017 (Figura 4), México cuenta con reservas totales (3P) por 25,858.1 MMbpce, probadas de 9,160.7 MMbpce, probables por 7,608.6 MMbpce y posibles por 9,088.8 MMbpce. Como se observa, más de la mitad de las reservas (65%) se clasifican como reservas 2P.
Probada (1P)
Fuente: SENER (2017).
Figura 4. Reservas de hidrocarburos de México al 1 de enero de 2017 (MMbpce) [1] .
En términos comparativos entre las provincias petroleras, la Figura 5 muestra que 95.2% de las reservas probadas se concentran en las Cuencas del Sureste y Tampico-Misantla. Éstas poseen 95.3% y 85.6% de las reservas probables y posibles, respectivamente. Del volumen de reservas en las Cuencas del Sureste, 55.4% corresponde a reservas probables y posibles, equivalentes a 9,557.8 MMbpce. Por su parte, en la Provincia Petrolera de Tampico-Misantla estas categorías de reservas representan 84.2% del total de las reservas, es decir 5,467.5 MMbpce.
En estos términos, se observa que existe un amplio potencial para la incorporación de reserva por medio de una mayor actividad exploratoria, pero sobre todo a una reclasificación de reservas 2P por la aplicación de métodos tecnológicos óptimos en las actividades de desarrollo y explotación de los campos descubiertos que incrementarán el factor de recuperación.
Figura 5. Reservas de hidrocarburos de México por provincia petrolera (MMbpce) [1] .
Volumen remanente de hidrocarburos Como se mencionó anteriormente, las reservas se definen como el volumen de hidrocarburos que se estima será recuperado económicamente con cualquiera de los métodos y sistemas de explotación aplicables a la fecha de evaluación. La evaluación de reservas al 1 de enero de 2017 se realizó considerando el marco institucional y la flexibilidad operativa y contractual de PEMEX como única empresa operadora en el país. A partir de la Reforma Energética, es necesario considerar la eventual participación de empresas operadoras que pudieran desarrollar los campos petroleros con costos de capital, operativos y administrativos diferentes a los de PEMEX. Por lo tanto, se usa un indicador que refleje el potencial de hidrocarburos en cada campo que no dependa de las características de la empresa operadora, tal indicador es el volumen remanente definido como:
Volumen Remanente [MMbpce] = (Volumen Original [MMbpce])-(Volumen producido [MMbpce])
Este indicador refleja el potencial de hidrocarburos que existe en cada campo, independientemente de si su producción resulta técnica o económicamente viable. No obstante, se considera que dicho indicador ofrece una referencia adicional para estimar el potencial petrolero en cada campo. De esta manera, al 1 de enero de 2017, se reportan 44,89 MMbpce de volumen remanente para campos a licitar por parte del Estado (Figura 6), de los cuales 96% se concentra en las provincias de Cuencas del Sureste y de Tampico-Misantla.
Figura 6. Volumen remanente para rondas de licitación al 1 de enero de 2017 [1] .
Una conclusión consistente, entre las estimaciones de las reservas y el volumen remanente, es que ambos datos indican que las provincias con mayor potencial son las Cuencas del Sureste y Tampico- Misantla. Consecuentemente, en las últimas décadas, PEMEX ha concentrado sus actividades en estas provincias petroleras.
[1] Secretaría de Energía (2017). “Plan quinquenal de licitaciones para la Exploración y Extracción de Hidrocarburos 2015-2019: Evaluación 2017“.
Disponible en https://www.gob.mx/cms/uploads/attachment/file/291468/Plan_Quinquenal_Evalucion_2017
[2] Secretaría de Energía (2018). “Programa Quinquenal de Licitaciones para la Exploración y Extracción de Hidrocarburos 2015-2019: Un proceso participativo“. Disponible en https://www.gob.mx/cms/uploads/attachment/file/41843/Plan_Quinquenal.pdf
Conforme a la información publicada en el Balance Nacional de Energía 2016 [1] , en la Figura 7 se observa que la producción nacional de energía primaria del país depende en un 90.1% de los hidrocarburos.
Figura 7. Estructura de la producción de energía primaria, 2016 [1] .
En México se producen tres tipos de petróleo. Del total de la producción del año 2016, el 51.2% fue de crudo pesado, 36.5% de ligero, mientras que el resto (12.3%) fue de súper ligero. Sin embargo, la producción de los dos últimos tipos de aceite disminuyó, permitiendo que el pesado representara 0.4% más que en el periodo anterior. Igualmente, durante el año 2017, la producción bruta de gas natural y condensados presentó una caída del 12.7% y 10.6% respectivamente. El gas enviado a la atmósfera aumentó 18.0% con respecto al 2015, mientras que el aprovechamiento del gas natural disminuyó 2.0%, para situarse en 91.1%.
En el contexto nacional, es de suma importancia mantener e incluso incrementar la producción de hidrocarburos por su relación que tiene con la generación de electricidad. Incrementar la capacidad para la generación eléctrica, requiere considerar varios factores que influyen en las decisiones de inversión, como lo son la disponibilidad de combustible en el área donde se instalarán las centrales, los costos de las diversas tecnologías a elegir, los efectos contaminantes, entre otros [2] , lo cual incluye la producción de hidrocarburos.
La Figura 8 muestra que la capacidad de generación de electricidad en México mediante el uso de los combustibles fósiles representa el 82.7%, comparado con los otros tipos de fuentes de energía como la geotérmica, nuclear, eólica, solar, e hidroeléctrica.
Figura 8. Fuentes de energía para generación de electricidad para México [1] .
El panorama para el uso de combustibles muestra que el gas natural, se convertirá en la principal fuente de energía para la generación de electricidad, misma que en 2013 se situó en el 55.8% del total de 297,079.0 GWh. (Tabla 3).
Tabla 3. Fuentes de energía para generación de electricidad [2] .
Porcentaje de la generación total
47,881.0
165,751.0
28,002.0
297,079.0
Si bien el 82.7% de la generación de electricidad proviene de combustibles fósiles, el gas natural concentró la mayor participación no sólo dentro de los fósiles, sino de toda la matriz de generación
Desde otra perspectiva, si analizamos el impacto de los hidrocarburos por sector de la industria, se tiene que el sector transporte es el primer consumidor de combustibles totalizando 2,484.95 PJ en 2016, (5.2% mayor que en 2015). Lo cual se traduce en un impacto en el consumo de energéticos en sus subsectores (aéreo, marítimo, ferroviario, autotransporte).
El sector industrial es el segundo mayor consumidor de energía en el país, con aproximadamente 1680.79 PJ (31.7%) y las industrias que se identifican como las mayores consumidoras de energía, son:
• Industria básica del hierro y del acero;
• Fabricación de cemento y productos a base de cemento en plantas integradas;
• PEMEX Petroquímica;
• Fabricación de vidrio y productos de vidrio;
• Fabricación de pulpa, papel y cartón;
• Minería de minerales metálicos y no metálicos, excepto petróleo y gas;
• Elaboración de azúcares;
• Elaboración de cerveza;
• Elaboración de refrescos, hielo y otras bebidas no alcohólicas, y purificación y embotellado de agua;
• Construcción;
• Fabricación de automóviles y camiones;
• Fabricación de productos de hule;
• Fabricación de fertilizantes; y
• Elaboración de productos de tabaco.
El gas seco, combustible más utilizado en la industria, aportó el 38.6% (647.99 PJ) del consumo del sector en el 2016, lo que implicó un incremento de 6.5%. Mientras que el consumo de petrolíferos (gas licuado, gasolinas y naftas, diésel queroseno, y combustóleo) contribuye con 9.7% de la demanda, al sumar 163.09 PJ, aumentando 16.5%. El coque del petróleo también tiene requerimientos importantes en la industria, ya que tuvieron una aportación de 8.5% al consumo de energía en el sector y fueron equivalentes a 142.14 PJ, 7.32% mayor que lo consumido en 2015.
Como puede constatarse, los hidrocarburos aún se presentan como la fuente principal que impulsa el desarrollo nacional, y por lo cual, una óptima explotación de los recursos petroleros del país impactará de manera determinante en su desarrollo.
Los fondos sectoriales CONACyT SENER son instrumentos creados por el Gobierno de México para impulsar la investigación científica y tecnológica aplicada a retos tecnológicos de la industria. Con dichos fondos se busca el desarrollo tecnológico, innovación, registro de propiedad intelectual, así como formación de recursos humanos especializados e infraestructura requeridos para abordar temas de Sustentabilidad energética y explotación de los hidrocarburos.
Es así que la SENER, a través de su Dirección de Investigación, Desarrollo Tecnológico y Formación de Recursos Humanos lanzó la iniciativa de desarrollar un taller técnico donde se identificaran las necesidades más relevantes para el sector de energía en México en materia de desarrollo de
capacidades, formación de talento, investigación y desarrollo de tecnologías en el tema prioritario “Optimización del portafolio de producción”. En atención a lo anterior, y por invitación de la Secretaria de Energía, el IMP tuvo a bien realizar un proyecto que incluyó la organización y realización de dicho taller.
En el taller desarrollado, se generaron los materiales que dan soporte al documento titulado “Reporte de Prioridades Nacionales de investigación, Desarrollo tecnológico y Formación de Recursos Humanos” el cual contiene la siguiente información: (1) Estado del Arte, conocimiento y tecnologías, (2) Necesidades de desarrollo de capacidades, investigación y tecnologías, (3) Recomendaciones de acciones con alto impacto y urgencia.
El taller se centró en el Tema “Optimización del portafolio de Producción”, ya que uno de los objetivos de la Reforma Energética es incrementar la producción de hidrocarburos a 3.5 millones de barriles para el 2025 [3] . Mucha de esta producción será producto de una óptima caracterización de yacimientos, así como de la aplicación y adaptación de las mejores prácticas y tecnologías existentes aplicadas a la administración de campos, así como el desarrollo de nuevas tecnologías.
La preparación del Taller, la realización del mismo, y la preparación del Reporte son las 3 etapas que consolidan la obtención del reporte.
La preparación del Taller, está basada en la metodología del DOE [4] , modificada para el contexto nacional y en la cual existe una primera fase para preparar un documento denominado Perspectivas Tecnológicas (el cual es parte del reporte y se presenta como Anexo C) en donde se definen los temas base que fueron discutidos por expertos durante la realización del Taller. Como resultado de esas discusiones técnicas, se identificaron una serie de Prioridades Nacionales en investigación, desarrollo de capacidades y de formación de talento que tratan los retos de las tecnologías identificadas para México. Una vez identificadas las prioridades, se identificaron un Grupo de Grandes Retos los cuales buscarán generar los cambios requeridos para atender, en este caso, el tema de Optimización del Portafolio de Producción para México.
La definición de los temas base se llevó a cabo en un pre-taller, en donde personal del IMP y de Pemex Exploración y Producción participó en la identificación de retos y temas específicos relacionados a las problemáticas actuales que se presentan durante la operación de los campos en explotación. Los temas base identificados fueron:
 Técnicas y tecnologías asociadas a la caracterización de los yacimientos, tanto en lo relacionado
a la toma de información, su validación y calidad de la misma, así como a la interpretación y su uso para definir los modelos y datos geológicos y petrofísicos, que inciden en la óptima evaluación de las características estáticas y dinámicas de los yacimientos.
 Técnicas y tecnologías asociadas a la perforación de los pozos, a la terminación de los mismos, así como a lo relacionado con las reparaciones o modificaciones que son requeridas durante el tiempo productivo de los pozos.
 Técnicas y tecnologías para la explotación de los hidrocarburos a nivel de yacimiento, en donde se identifica la caracterización detallada de los fluidos, la caracterización detallada de las propiedades petrofísicas y de presión, tanto en la etapa de producción primaria (aprovechando
la energía propia del yacimiento), como en la secundaria o la terciaría, haciendo uso de procesos
de inyección para generar recuperación adicional, que permitan maximizar el valor obtenido del
factor de recuperación de hidrocarburos de los yacimientos.
 Técnicas y tecnologías asociadas al manejo de los fluidos producidos, considerando tanto el área de drene, el pozo y las instalaciones superficiales, y en donde se presenta el problema general de aseguramiento de flujo.
 Técnicas y tecnologías involucradas en la Administración de los Campos, en donde se identificó principalmente la toma de decisiones que dependen de la validez de información de sensores, la integridad de estos datos y la velocidad de la toma de decisiones adecuadas, para iniciar el desarrollo de nuevos enfoques de modelado y de operación de campos petroleros, donde el monitoreo, análisis de datos, modelado de proceso y optimización de operaciones, permiten organizar los medios de producción de una nueva manera conocida como Industria inteligente.
Para abordar cada uno de los cinco temas, se organizó un panel de discusión por tema. En todos los paneles participaron expertos de instituciones académicas, centros de investigación y de la industria, tanto nacionales como internacionales, la Universidad de Texas en Austin fungió como colíder de este taller.
La Reforma Energética establece la creación del Fondo Mexicano del Petróleo para la Estabilización y el Desarrollo. El Fondo será el encargado de recibir todos los ingresos, con excepción de los impuestos, que correspondan al Estado Mexicano derivados de las asignaciones y contratos. De dicho fondo, el gobierno podrá hacer transferencias al Fondo de Extracción de Hidrocarburos; para realizar investigación en materia de hidrocarburos y sustentabilidad energética. Por lo tanto, el reporte de Prioridades Nacionales sobre el tema de Optimización del Portafolio de Producción, presenta las bases para referir los temas importantes y de alto impacto que deberán ser abordados en las estrategias que sean establecidas para fomento a la investigación, y para el desarrollo de capacidades que estén relacionadas con la optimización de la producción.
1. SENER (2017). “Balance Nacional de Energía 2016”. Extraída desde https://www.gob.mx/cms/uploads/attachment/file/288692/Balance_Nacional_de_Energ_a_2016 2 pdf
2. SENER (2017). “Prospectivas del Sector Eléctrico 2017-2031”. Extraída desde
https://www.gob.mx/cms/uploads/attachment/file/284345/Prospectiva_del_Sector_El_ctrico_2017.pdf
3. Gobierno de la Republica (2013), “Reforma energética”. Extraída desde
4. Documento de solicitud de propuestas, SENER (Febrero 2017) ( documento interno SENER-IMP)
La producción de hidrocarburos es el resultado de varios procesos de ingeniería en los que se considera la óptima caracterización de los yacimientos, la calidad y efectividad en la perforación, terminación y reparación de pozos, del manejo eficiente en superficie de los fluidos producidos, así como de la eficiente administración de los recursos técnicos y de información.
La descripción de las prioridades nacionales que fueron identificadas con el desarrollo del Taller, se presentan agrupadas por paneles, siendo éstos:
 Panel de Caracterización de Yacimientos, cuyo código para sus prioridades es CY_#.
 Panel de Perforación y Terminación de pozos, cuyo código para sus prioridades es PT_#.
 Panel de Explotación de Yacimientos, cuyo código para sus prioridades es EY_#.
 Panel de Productividad y Producción, cuyo código para sus prioridades es PP_#.
 Panel de Administración de Campos, cuyo código para sus prioridades es AC_#.
De esta forma, se integraron 15 prioridades (3 por cada panel técnico) las cuales se describen a continuación.
2.1 CY_1 – Desarrollar un método para la caracterización y modelado de fracturas y tipos de
esfuerzos en el subsuelo para mejorar la producción en yacimientos mexicanos
Para optimizar la recuperación de yacimientos carbonatados naturalmente fracturados, el panel identificó oportunidades para desarrollar un protocolo para la caracterización y predicción de nuevas fracturas y probar dicho método en las Cuencas del Sureste de México en campos con bajos valores de recuperación de hidrocarburos. El enfoque propuesto tiene tres líneas principales, incluyendo el desarrollo y aplicación de técnicas sísmicas para mejorar significativamente la caracterización de fracturas y la evaluación geomecánica, probar y mejorar métodos de caracterización 1D a escala de pozo y crear modelos geomecánicos/geoquímicos integrales que consideren las propiedades físicas para la predicción de los atributos y la distribución de fracturas. Un punto clave será la validación de los métodos sísmicos y el modelo predictivo al comparar con datos de pozo y de producción disponibles así como aplicando, de ser posible, métodos de machine-learning en nuevos pozos. Las metodologías validadas pueden aplicarse a otros campos en el portafolio y los beneficios económicos pueden evaluarse mediante rigurosos métodos de análisis del valor de la información.
Palabras clave: Yacimientos carbonatados, caracterización, fracturas, evaluación geomecánica, técnicas sísmicas.
En la década pasada, la necesidad para documentar y predecir adecuadamente los patrones de fracturamiento en el subsuelo se ha vuelto urgente. El arreglo espacial de fallas y fracturas es un aspecto fundamental de la heterogeneidad y anisotropía estructural en la corteza superior elástico-friccional. La incertidumbre sobre los patrones de distribución espacial de fallas principales y de fracturamiento atenta
a operaciones de ingeniería como son la inyección de fluidos, manejo de sismicidad inducida y la
eficiencia y éxito de la extracción de fluidos, por ejemplo, en yacimientos fracturados, no convencionales
y profundos así como en sistemas geotérmicos. La dureza y rigidez de la roca también están
influenciadas fuertemente por la presencia o ausencia de fracturas, por lo que estos atributos
geomecánicos son sensibles a la presencia y cantidad de fracturamiento.
El portafolio de producción existente en México consiste de 1) Yacimientos carbonatados mesozoicos (incluyendo yacimientos fracturados); 2) Yacimientos siliciclásticos terciarios y 3) yacimientos siliciclásticos mesozoicos. Aunque los desafíos específicos varían por campo, el desarrollo de todos
estos tipos de yacimientos puede ser afectado por fracturas, y algunos de los yacimientos más importantes en rocas carbonatadas mesozoicas han sido reconocidos como yacimientos fracturados. La predicción precisa y caracterización de patrones de fracturamiento es esencial para la optimización de
la producción de yacimientos fracturados. Adicionalmente a cumplir las necesidades para la optimización
de yacimientos carbonatados fracturados, las tecnologías que proveen predicciones y caracterizaciones precisas de fracturas pueden adaptarse para optimizar otros yacimientos carbonatados donde el papel de las fracturas aún no es aparente, y a partir de ajustes, también puede utilizarse para mejorar la exploración y desarrollo de yacimientos siliciclásticos y plays en lutitas. Los extensos catálogos de muestras de núcleos y de registros de imágenes así como su largo historial de producción hacen que los yacimientos carbonatados fracturados mesozoicos de México sean objetivos para desarrollar nuevas metodologías para diagnosticar y caracterizar sistemas naturales de fracturas y diseñar operaciones de ingeniería que consideren estos elementos del yacimiento. La información existente permitirá la eficacia de nuevos métodos para ser probados rigurosamente. Una vez desarrollados, estas nuevas tecnologías podrían utilizarse ampliamente en México y en a nivel mundial.
Los planes y metas identificados en el taller para explotar esta oportunidad están delineados en la tabla. El enfoque para el desarrollo de una nueva tecnología tiene tres líneas principales. Primeramente, muchos nuevos y existentes métodos sísmicos pueden proveer información espacial (orientación, frecuencia, arreglo espacial y topología) sobre fracturas en el volumen entre pozos. Estos métodos incluyen análisis de atenuación direccional utilizando datos sísmicos 3D de azimut amplio; identificación de fallas y fracturas a partir de imágenes combinadas de ondas compresionales y de corte y procesado avanzado de perfiles sísmicos verticales y de imágenes entre pozos (cross-borehole images). La intención es arreglar y optimizar métodos sísmicos para la caracterización de yacimientos fracturados y probarlos en yacimientos carbonatados fracturados representativos. Un paso en este proceso será elegir
el conjunto de datos sísmicos de mayor calidad y los métodos más prometedores identificados en las
pruebas iniciales y posteriormente utilizar este conjunto de datos como un punto de referencia para probar nuevos métodos sísmicos y para comparar resultados sísmicos con otros tipos de datos. La segunda línea es identificar los métodos 1D más útiles para la caracterización de yacimientos fracturados. Estos métodos incluyen nuevos avances en la adquisición y procesado de datos de registros geofísicos, para incrementar la profundidad de investigación y su resolución; y métodos para caracterizar las propiedades geomecánicas, esto incluye en formaciones de baja permeabilidad y no convencionales. México ya es un líder en el desarrollo de métodos de análisis de fracturas 1D basado en datos de pozos. Una característica clave de este enfoque es que las pruebas se desarrollarán en yacimientos donde actualmente lleven a cabo análisis a detalle con métodos sísmicos. Este plan, por lo tanto, permitirá el análisis combinado para investigar el amplio rango de escalas y arreglos espaciales que poseen los sistemas de fracturas.
La tercera línea de investigación es crear nuevos modelos predictivos para atributos y patrones de fracturamiento para predecir el comportamiento del flujo de fluidos de forma más precisa. El propósito es iniciar con códigos para la propagación de fracturas naturales en 3D ya existentes en geomecánica y desarrollar un fundamento físico que incorpore las propiedades de la roca para predecir vías de flujo. En
la mitad de la década pasada surgieron oportunidades sin precedentes para mejorar las predicciones de atributos de fracturas y para extraer información sobre el origen y la permanencia de la porosidad por fracturas a partir de muestras de fracturas para evaluar predicciones. Aunque la predicción exacta de fracturas previas a la perforación ha sido un objetivo sin satisfacer para quienes trabajan en yacimientos fracturados, desarrollos recientes en comprender los elementos clave que controlan los patrones de fracturamiento y la aparición de herramientas con poder de cómputo suficiente para considerar estos procesos, significa que dichos modelos ahora se encuentran al alcance.
Finalmente, a partir de la combinación de las tres líneas principales para investigar yacimientos específicos, donde las predicciones pueden compararse con una amplia colección de datos de núcleo, registros geofísicos y datos de producción, permitirá desarrollar y evaluar un enfoque conjunto de tecnologías integradas. Los pasos incluyen validar el nuevo enfoque integral al comparar resultados con pozos y datos de producción en campos con bajos factores de recuperación. Dicha comparación de conjuntos de múltiples datos de señales continuas y discontinuas serían un escenario útil para aplicar enfoques de machine-learning donde sea posible para optimizar la detección de señales. Los nuevos enfoques serán examinados mediante pruebas piloto en pozos. En las últimas etapas del estudio, los beneficios económicos de las nuevas metodologías se explorarán al someter los resultados de pozos ya perforados y nuevos pozos de exploración bajo rigurosos análisis de valor de la información (VoI).
El objetivo es optimizar la recuperación de yacimientos carbonatados naturalmente fracturados con bajos valores de recuperación en las Cuencas del Sureste de México:
 Aplicar técnicas actuales y desarrollar nuevas tecnologías sísmicas que permitan mejorar significativamente la caracterización de fracturas y la evaluación geomecánica;
 Probar y mejorar métodos 1D, principalmente geofísicos en pozos;
 Crear modelos geomecánicos/geoquímicos integrales que consideren las propiedades físicas para la predicción de atributos y distribución de fracturas;
 Validar métodos sísmicos y modelos predictivos utilizando datos disponibles de núcleos, pozos y producción;
 Desarrollar y probar nuevos métodos para análisis de datos y enfoques de machine-learning;
 Aplicar los métodos validados en otros campos en el portafolio.
La propuesta planeada es identificar 2 o 3 campos donde las fracturas del yacimiento tienen un impacto significativo en la recuperación de hidrocarburos. Las acciones propuestas se incluyen en la siguiente tabla.
Optimización de métodos sísmicos para caracterización de yacimientos fracturados
Evaluar las tecnologías actuales para la caracterización de yacimientos fracturados en tres tipos de yacimientos carbonatados representativos; elegir los mejores métodos sísmicos y conjuntos de datos y aplicar tecnologías para la caracterización de yacimientos fracturados
1 año/conjunto de
Identificar nuevos métodos sísmicos útiles para la caracterización de yacimientos fracturados
Desarrollar y evaluar nuevos métodos sísmicos incluyendo procesado de amplio ángulo para incrementar la resolución y visibilidad de fracturas y la migración orientada por azimut que pueda aplicarse en datos sísmicos limitados por azimut
Identificar los métodos 1D más útiles para la caracterización de yacimientos fracturados
Evaluar métodos 1D (nuevos y ya existentes), incluyendo métodos de registros geofísicos de pozo, para incrementar la profundidad de investigación así como evaluar otras nuevas metodologías para caracterizar formaciones de baja permeabilidad y no convencionales
Crear nuevos modelos predictivos para predecir el comportamiento de flujo de forma más precisa
Iniciar con códigos geomecánicos 3D de propagación de fracturas naturales ya existentes; desarrollar un fundamento físico que incorpore las propiedades de la roca para predecir vías de flujo
Validar nuevos
Comparar el modelo predictivo y resultados sísmicos con datos de producción e información de pozos en campos con bajos valores de recuperación, incluyendo métodos de machine-learning donde sea posible para optimizar la detección de señales
Desarrollar prueba piloto de las predicciones del modelo
Aplicar el modelo, los métodos 1D y los métodos sísmicos a campos con valores bajos de recuperación
Perforar nuevos pozos y pozos de exploración basados en el conjunto de metodologías y evaluar los beneficios económicos
Realizar análisis cuantitativos del valor de la información para verificar la eficacia de la nueva combinación de metodologías
año después de la prueba piloto
El impacto deseado del enfoque integral multidisciplinario es 1) optimizar la producción en los campos identificados mediante la aplicación de tecnologías de vanguardia más recientes; y 2) utilizar estos métodos y tecnologías mejoradas para su aplicación a los portafolios de producción actuales y futuros en México. Se esperarían incrementos en los factores de recuperación y producción a través de la aplicación de estos estudios y flujos de trabajo. Además, un resultado esperado de este trabajo sería optimizar las estrategias de desarrollo y recuperación mejorada de hidrocarburos para incrementar eficiencias en la producción de éstos.
Cada campo y yacimiento tendrá desafíos únicos. Se busca identificar yacimientos que ofrezcan el mayor impacto para la optimización de la producción y, donde, los resultados y aprendizajes de la investigación (ej. Flujos de trabajo y enfoques) puedan generalizarse para impactar ampliamente el portafolio de producción en México. Un desafío será identificar yacimientos para casos de estudio que sean apropiados y representativos así como campos con conjuntos de datos adecuados para que el acceso a la información no sea un factor limitante durante la investigación.
2.1.5. Relación con otras prioridades La prioridad CY_1 tiene relación con las prioridades EY_3, PP2, y AC_3.
Lo anterior debido a que la prioridad CY_1 involucra: (1) técnicas sísmicas y geomecánica para realizar la caracterización de fracturas, (2) modelos geomecánicos/geoquímicos para predecir atributos de fracturas, (3) patrones de fracturas, geomecánica y presión de poro, (4) caracterización de yacimientos considerando diagénesis, y (5) adquisición sísmica de alta resolución; mientras que la prioridad EY_3 involucra: (1) caracterización geomecánica de rocas fracturadas en celdas triaxiales, (2) caracterización de redes de fracturas y vúgulos, y (3) caracterización de lutitas.
Así también, la prioridad CY_1 converge con la prioridad PP_2 ya que se requiere de una correcta caracterización de la zona porosa en la vecindad del pozo a fin de reducir la incertidumbre para la aplicación de procesos de estimulación (matricial o por fracturamiento) y control de movilidad de agua y gas.
La relación entre las prioridades CY_1 y AC_3 se presenta porque la caracterización de yacimientos en
la implementación de proyectos piloto es esencial para la identificación y optimización de las ubicaciones
de producción (sweet spots) y los parámetros respectivos de la terminación de pozos.
2.2 CY_2 - Reconocer compartimentación y conectividad basado en la integración de
tecnologías multidisciplinarias en la caracterización de yacimientos mexicanos
Comprender la conectividad en el yacimiento y, viceversa, la compartimentación en yacimientos de aceite y gas es fundamental para optimizar la planeación de la evaluación y desarrollo de estos, así como la recuperación primaria, secundaria (ej. Mantenimiento de presión e inyección de agua) y terciaria (ej. Inyección de gas). La conectividad en los yacimientos es un control importante en los volúmenes de drenaje de pozos y, en mayor medida, indica el número de pozos, su ubicación y su diseño. En yacimientos altamente conectados, regularmente se requiere una menor cantidad de pozos inyectores
y productores en comparación con yacimientos pobremente conectados. Además, el desarrollo de
yacimientos pobremente conectados y altamente compartimentados puede ser desafiante debido a limitaciones en los volúmenes recuperables por pozo y por dificultades en el mantenimiento de la presión, inyección de agua o de gas y otras técnicas para la recuperación mejorada de aceite. Adicionalmente, en lugares donde haya presencia de zonas de flujo pequeñas y permeables (por ejemplo, fracturas o estratos permeables delgados), la conectividad dinámica para la inyección y producción podría ser afectada debido al flujo preferencial en estas zonas y no fluir por zonas con hidrocarburos menos permeables.
Modelar y predecir la conectividad de yacimientos requiere de una disciplinada y comprensiva colección de datos y caracterización, idealmente desde el primer pozo de exploración así como durante la evaluación y desarrollo del campo. La compilación de una línea base de datos estáticos previos al inicio
de la producción se requieren para preparar modelos estáticos que incorporen datos de presión, tipos de fluido, calidad del yacimiento, facies del yacimiento y distribución de fallas y fracturas. Estos modelos
y sus iteraciones, dentro de las limitaciones e incertidumbres de los datos, proveen información para simulaciones dinámicas y para realizar comparaciones entre el comportamiento predicho de la producción y la producción real.
La integración de análisis multidisciplinarios de información de núcleos, fluidos, datos petrofísicos y sísmicos, combinados con análogos apropiados de afloramiento y de campo es primordial para robustecer el modelado estático y dinámico de yacimientos. Se requiere una gran habilidad y experiencia en cada disciplina para que los modelos incorporen los conocimientos y nociones más recientes de cada
aspecto, incluyendo geología estructural, caracterización de fracturas, ambientes de depósito, petrografía y diagénesis, petrofísica, geoquímica, propiedades de rocas, atributos sísmicos, imágenes sísmicas, análisis de presión y detalles de producción como análisis de declinación de producción y de caudal, por nombrar algunos ejemplos. Si bien la experiencia específica requerida diferirá dependiendo del tipo de yacimiento (por ejemplo, carbonatos mesozoicos o siliciclásticos terciarios) y el grado de deformación estructural en el campo, los flujos de trabajo integrales que incluyen geología, petrofísica, geofísica e ingeniería de yacimientos son fundamentales para identificar problemas potenciales o existentes para el desarrollo y la producción del campo y para aplicar tecnologías apropiadas que permitan la optimización de la producción en un yacimiento.
Palabras clave: Caracterización de yacimientos, compartimentación, conectividad.
El portafolio de producción existente en México consiste mayoritariamente de 1) yacimientos carbonatados mesozoicos, 2) yacimientos siliciclásticos terciarios y, en menor medida, 3) yacimientos siliciclásticos mesozoicos. Aunque los retos específicos varían por campo, estos grupos de yacimientos comparten desafíos similares respecto al desarrollo del campo y el ciclo de vida de la producción de este. Por ejemplo, en yacimientos carbonatados mesozoicos, las complejas distribuciones de porosidad y permeabilidad por fracturas, vugular y en la matriz define el comportamiento del flujo y la conectividad. El mejoramiento de la sísmica mediante el análisis de atributos con incremento en la amplitud y técnicas de inversión combinadas con avances recientes en el modelado petrofísico, de fracturas y estratigráfico tienen el potencial para producir cambios importantes en la comprensión de los controles del comportamiento de la producción y mejorar la recuperación de aceite. En sistemas siliciclásticos terciarios, la conectividad es afectada altamente por la combinación de facies de depósito y calidad del yacimiento, por lo que nuevos avances en conceptos análogos y de procesos, identificación de proveniencia de sedimentos mejorada y modelado de diagénesis junto a técnicas de mejoramiento de resolución sísmica pueden proveer una mayor comprensión de la conectividad del yacimiento y el comportamiento del ciclo de vida de la producción. En yacimientos mesozoicos siliciclásticos, los modelos de distribución de yacimientos (arenas) basados en tendencias regionales y las aplicaciones de avances en interpretaciones estructurales y de fracturas combinado con técnicas sísmicas y petrofísicas pueden, por ejemplo, mejorar ampliamente nuestro conocimiento. En todos estos tipos de yacimientos, se evaluará la aplicación de sísmica 4D de lapsos de tiempo para determinar si esta tecnología puede utilizarse para caracterizar mejor la producción (e inyección) a escala de campo en conjunto con métodos analíticos de ingeniería de yacimientos.
 Yacimientos carbonatados mesozoicos y
 Campos siliciclásticos terciarios de aceite:
Terrestres y en aguas someras
Línea base para caracterización estática de yacimientos
Modelado sedimentológico-estratigráfico de alta resolución
Caracterización de yacimientos considerando diagénesis
Mejoramiento de imágenes sísmicas 3D e inversión sísmica en yacimientos
Distribución de tamaño y topología de vías de flujo
Adquisición sísmica de alta resolución
 Datos dinámicos: Monitoreo de contactos de fluidos/ monitoreo de yacimientos
 Sísmica 2D/3D/4D y su aplicación durante el ciclo de vida del yacimiento.
El enfoque planeado es identificar 2-4 campos (1-2 yacimientos carbonatados mesozoicos, 1 yacimiento siliciclástico terciario y posiblemente 1 yacimiento siliciclástico mesozoico) donde la caracterización y el modelado de conectividad y compartimentación podrían tener un impacto significativo en la recuperación de hidrocarburos. Las acciones propuestas se presentan en la siguiente tabla.
Compilar la información en una base de datos
información para establecer la línea base para modelo estático de conectividad
Descripción del yacimiento para tener un modelo sedimentológico consistente
Elaborar la descripción sedimentológica; distribución de la información como tamaño de grano, cementación, porosidad secundaria, información de porosidad y permeabilidad hacia las facies de depósito.
año/campo
Análisis de la calidad del yacimiento
Llevar a cabo análisis petrográficos, modelo diagenético, caracterización del sistema poroso, MDT’s, análisis petrofísico y calibración, análisis de propiedades mecánicas.
Caracterización de sello y barreras de flujo
Recolectar información sobre pruebas de presión capilar por inyección de mercurio (MICP), análisis petrofísico en lutitas, difracción de rayos X (XRD) en lutitas, tipos de arcilla y determinar su importancia.
Análisis de fluidos pre- producción
Análisis geoquímicos y de PVT
Construir diagramas de compartimentos del estado pre-producción
Identificar los compartimentos y sus conexiones: se encuentran conectados o separados por fallas; en contacto por estando en contacto por marcas de arrastre y/o inyectitas; fuga de gas por capilaridad.
Realizar secciones de registros geofísicos, correlación de facies y de arcillas.
compartimentos con las
Análisis sísmico para apoyar el análisis de conectividad del modelo estático.
Mapas de contornos estructurales; análisis de indicadores directos de hidrocarburos por atributos sísmicos:
específicamente utilizando coherencia, curvatura, extensión espectral y decomposición espectral.
Shale gauge ratio (SGR), diagramas de Allan, shale smear; alteración diagenética de zonas de fallas, modelos diagenéticos predictivos.
registros geofísicos,
propiedades elásticas de la roca por modelos sísmicos.
Calibración de datos sísmicos en información de registros geofísicos
Conversión en profundidad, correlación sísmica y petrofísica
Marco estratigráfico/sedimentológico a detalle
Mejorar el análisis de información dinámica de conectividad del yacimiento.
Recolectar datos de presión, información de movimiento de contacto entre fluidos, cambios en la presión y saturación de agua
años/campo
Integrar los datos geológicos y de ingeniería en un modelo predictivo probado
El impacto deseado del enfoque integrado multidisciplinario sería 1) optimizar la producción en los campos identificados mediante la aplicación de las tecnologías más recientes relevantes para la evaluación y modelado de conectividad; y 2) usar estos ejemplos como casos de estudio para desarrollar flujos de trabajo y tecnologías mejoradas para su aplicación en el portafolio de producción actual y futuro de México. Se esperarían incrementos en la producción y factores de recuperación así como la reducción de gastos durante el desarrollo y el agotamiento de los campos a través de la aplicación de estos estudios y flujos de trabajo. Además, un resultado esperado de este trabajo sería optimizar estrategias para el desarrollo y la recuperación mejorada de aceite con el fin de incrementar su eficiencia y, posiblemente, evitar aplicaciones tecnológicas costosas que no son apropiadas para yacimientos específicos.
Cada campo y yacimiento tendrá desafíos únicos basados en su geología y el grado de madurez en la vida productiva del campo. Se busca identificar yacimientos que ofrezcan el mayor impacto para la optimización de la producción y, donde, los aprendizajes de la investigación (flujos de trabajo y enfoques) puedan generalizarse para impactar ampliamente el portafolio de producción en México. Un desafío clave será identificar yacimientos y campos para casos de estudio que sean adecuados y representativos y, particularmente, donde los datos se encuentren disponibles. Para estudios detallados y robustos de conectividad, se necesitará el acceso a todos los datos del subsuelo para que una integración completa pueda llevarse a cabo.
2.2.5. Relación con otras prioridades La prioridad CY_2 tiene relación con las prioridades PP_2, PT_3, y AC_2. La prioridad CY_2 tiene relación con la prioridad PP_2, debido a que se requiere de una correcta caracterización de la zona porosa en la vecindad del pozo a fin de reducir la incertidumbre para la aplicación de procesos de estimulación (matricial o por fracturamiento) y control de movilidad de agua y gas. Así también, la prioridad CY_2 converge con la prioridad PT_3 debido a que el reconocimiento de compartimentación y conectividad permite desarrollar modelos geomecánicos adecuados para asegurar la perforación y terminación de pozos. La relación entre las prioridades CY_2 y AC_2 se presenta porque las técnicas computacionales para modelado guiado por datos, empatan con la analítica moderna y multidisciplinaria que se busca aplicar en la caracterización de yacimientos. Este modelado guiado por datos, y su integración con modelos numéricos, tiene también como objetivo el incremento de la producción, el incremento del factor de recuperación y la minimización de riesgos e incertidumbre.
Esta prioridad se encuentra ligada con las prioridades EY_2 y EY_3, ya que una explotación óptima de los yacimientos debe estar soportada por interpretaciones e información geológica-petrofísica de los mismos.
2.3 CY_3 - Optimización de producción y caracterización de yacimientos usando análisis
moderno de datos multi-disciplinarios
Exploración y desarrollo de yacimientos en formaciones compactas de baja permeabilidad y no- convencionales en lutitas pueden incrementar significativamente las reservas de hidrocarburos nacionales. La optimización de la caracterización y explotación de estos tipos de yacimientos en las regiones de Tampico Misantla y en la parte sur de la cuenca de Burgos requieren desarrollo e implantación de nuevas tecnologías para la caracterización avanzada, reevaluación de reservas y estrategias de recuperación.
La exploración y explotación de estos tipos de yacimientos, así como, la recuperación mejorada de los campos maduros demostraron necesidades de contar con la información detallada geológica, imágenes sísmicas, registros de pozos y de producción en forma digital accesible para el procesamiento robusto y análisis multi disciplinario de datos.
Los avances más recientes sobre la aplicación de los procesos digitales modernos se enfocan principalmente en datos símicos tridimensionales, multi-componentes, de alta densidad y resolución. En el mismo tiempo se requiere manejo y análisis de grandes volúmenes de datos geológicos, de registros de pozos y de producción.
El desarrollo de nuevos algoritmos de procesamiento de datos geofísicos incluye dos tendencias principales: (1) inversión conjunta o corporativa de varios métodos geofísicos para la exploración y caracterización estática de yacimientos no-convencionales, naturalmente fracturados, de estructuras complejas (sub-salinos), (2) aplicación de tecnologías emergentes tales como redes neuronales (Neural Networks, NN), aprendizaje de máquina (Machine Learning, ML) con elementos de Inteligencia Artificial (Artificial intelligence, AI) y aprendizaje profundo (Deep Learning, DL).
Desarrollo de modernas tecnologías para el análisis y procesamiento de información multi-disciplinaria serían necesarias para mejorar las predicciones de “plays”, aumentar recuperación de hidrocarburos en campos maduros y planear explotación óptima de campos no-convencionales.
Palabras clave: Aprendizaje de máquina, aprendizaje profundo, yacimientos no-convencionales, desarrollo de herramientas computacionales, desarrollo de tecnologías.
En México más de 90% de la producción proviene de yacimientos naturalmente fracturados con factor de recuperación de aceite total alrededor de 22%. Sin embargo, yacimientos en formaciones compactas de baja permeabilidad y no-convencionales en lutitas pueden incrementar significativamente las reservas de hidrocarburos nacionales. En esta situación se requiere la optimización de la caracterización y explotación de estos tipos de yacimientos en las regiones de Tampico Misantla y en la parte sur de la cuenca de Burgos. Una aportación importante en la producción puede ser obtenida a través de la
exploración y desarrollo de yacimientos nuevos, así como, la incorporación de las zonas e intervalos prospectivos no descubiertos y no explotados anteriormente.
Hoy en día para la optimización de la producción y aumento del factor de recuperación es necesario realizar el análisis multi disciplinario de datos geológicos, geofísicos, petrofísicos y de producción estableciendo conceptos y criterios para la formación de bases de datos. El desarrollo y asimilación de las técnicas avanzadas robustas para el análisis y procesamiento de datos integrados permitirían detallar la estructura de yacimiento, mejorar la caracterización de sistema poroso y los tipos de fluidos, lo que resulta en la optimización de estrategias de recuperación e incremento de producción. Esta integración tiene que incluir datos de petrofísica, física de rocas, estudios de factibilidad, diseño de prospectos, estudios de iluminación de estructuras por las ondas elásticas, migración e inversión sísmica conjuntamente con datos geológicos y de otros métodos geofísicos (métodos potenciales y electromagnéticos). El análisis integral de datos multi-disciplinarios debe incluir algoritmos modernos de manejo de datos (Big data, BD), análisis estadístico avanzado, construcción de las redes neuronales (NN), tecnologías de aprendizaje de máquina (ML) con elementos de Inteligencia Artificial (AI) y aprendizaje profundo (DL). Por otro lado, el manejo de datos geofísicos, geológicos y de comportamiento del yacimiento en el transcurso de la explotación debe de contener soluciones innovadoras que sean de aplicación práctica y en corto plazo. En esta situación se requieren desarrollos de tecnologías propias y preparación de expertos de alto nivel lo que permite encontrar soluciones de alta calidad para la industria de la producción de hidrocarburos.
Retos asociados a la tecnología
Para integrar los datos actuales y desarrollar las metodologías y técnicas de su análisis es necesario realizar:
 Recolección de los datos de pozos existentes.
 Recopilación de datos geológicos y de producción, nacionales e internacionales.
 Reevaluación de reservas de yacimientos maduros y no-convencionales con base en plays.
 Definición de los “sweet spots” y parámetros óptimos de terminación.
 Asimilación de mejores prácticas de compañías internacionales en el sector energético de hidrocarburos.
 Proyectos-piloto para análisis integral de datos multi-disciplinarios con base en métodos estadísticos, de control de calidad, redes neuronales (NN), tecnologías de aprendizaje de máquina (ML) con elementos de Inteligencia Artificial (AI).
 Asimilación y desarrollo de nuevos algoritmos para mejorar la imagen sísmica incorporando nuevos modelos de Física de Roca (poroelásticos, anisótropos) y técnicas de procesamientos (migración, atributos especializados e inversión).
 Desarrollo de modelos petrofísicos adecuados, métodos de modelado y tecnologías de inversión de registros de pozo convencionales y especializados para caracterización estática avanzada enfocada en la descripción de microestructura de sistemas porosos (conectividad, tamaño y forma de poros), predicción de la permeabilidad y las saturaciones inicial y remanente.
 Desarrollo de técnicas para la evaluación de contenido de materia orgánica en yacimientos no convencionales con base en multi métodos.
Retos comunes de procesos:
 Formación de expertos en áreas de caracterización yacimientos y análisis integral de datos multi disciplinarios a través de cursos de capacitación y talleres especializados.
 Colaboración con Centros de Investigación e Instituciones de Educación Superior nacionales e internacionales para desarrollo de tecnologías innovadoras y preparación de recursos humanos de alto nivel.
 Crear las bases de datos de referencia usando mejores prácticas mundiales.
 Conformar una base de datos integrada multi disciplinaria de pozos en yacimientos no convencionales.
 Generar una base de datos de yacimientos análogos.
 Definir un área-objetivo.
 Establecer campo piloto para la producción optimizada.
Atender la presente prioridad se verá reflejado en: 1) Incremento de exactitud y confiabilidad de evaluación de volúmenes de hidrocarburos, 2). Reducción de riesgo exploratorio al mejorar la imagen sísmica en geologías complejas y por debajo de los cuerpos de sal, 3). Caracterización avanzada de formaciones con litología y microestructura complejas a través de nuevas técnicas de inversión multi- métodos y tecnologías computacionales de aprendizaje de máquina y aprendizaje profundo, 4). Mapeo estructural y estratigráfico, develando características geológicas sutiles en yacimientos complejos, 6) formación de recursos humanos altamente especializados.
La prioridad CY_3 tiene correlación con las prioridades nacionales del panel “Explotación de Yacimientos” y del panel “Administración Óptima de campos de Hidrocarburos”.
Las prioridades asociadas al panel “Explotación de Yacimientos” incluye las siguientes prioridades: EY_2 “Implementar, adaptar o desarrollar las tecnologías para incrementar el factor de recuperación” y EY_3 “Implementar, adaptar o desarrollar las tecnologías para caracterización holística óptima de yacimientos”. Considera mejorar las capacidades técnicas y tecnológicas, desarrollar tecnologías modernas para la caracterización estática avanzada de yacimientos con estructura compleja y no- convencionales para cumplir las metas de aumentar la producción y recuperación hidrocarburos.
Las prioridades nacionales asociadas al panel “Administración Óptima de campos de Hidrocarburos” incluye las prioridades AC_1 “Manejo inteligente de volumen grande de datos e información de campos
petroleros” y AC_2 “Modelado de características descriptivas, predictivas y prescriptivas de campos petroleros”. El desarrollo de nuevas técnicas y herramientas computacionales para procesamiento de datos sísmicos y de registros de pozo con base en las redes neuronales (NN), tecnologías de aprendizaje de máquina (ML) y aprendizaje profundo (DL) ayudará a lograr las metas de las prioridades AC_1 y AC_2, las cuales impactan directamente a la caracterización de pozos y predicción de producción usando información de producción histórica, información geológica, geofísica, etc.
2.4 PT_1 – Investigar y desarrollar tecnología que permita atender campos en condiciones
avanzadas de explotación para el proceso de construcción y mantenimiento a pozos
Los campos maduros tienen la característica de tener baja producción y baja presión del yacimiento. Estas dos características hacen marginal su rentabilidad, por lo cual se requiere aumentar la producción mediante la aplicación de tecnología que ayude a manejar las consecuencias de tener baja presión de yacimiento. Dichas consecuencias son perdidas del fluido de perforación, pobre control direccional y daño en la zona productora.
Palabras clave: Campos maduros, pérdida total de circulación, daño a la formación, telemetría en zonas de pérdida total de circulación.
El 73% de los campos mexicanos se considera que son maduros (Lozada, 2018), lo que significa que la curva de producción y la de presión del yacimiento se encuentran en marcada declinación, por lo cual la rentabilidad de estos campos es marginal. Sin embargo, estos campos cuentan con una gran cantidad de información interpretada, además de contar con infraestructura ya instalada para la explotación, lo que los mantiene como una opción latente para incrementar las reservas recuperadas mediante la producción del aceite remanente. En México, 132 campos que se encuentran en su etapa madura, adulta o de declinación en la curva de producción, representan un volumen de reservas 3P de 17,977 MMbpce (Pérez, 2015).
En los yacimientos con condiciones avanzadas de explotación, la combinación de bajos gradientes de presión de formación, del orden de 0.3 gr/cm3, y la generación de altas presiones en el fondo del pozo, son una condición para que se tengan pérdidas de circulación del fluido de perforación, llegando a valores que pueden ascender a 1,500 m3 por pozo en los campos petroleros mexicanos (Pérez, 2018). Estas pérdidas de fluido hacia el yacimiento inducen el daño a la formación, ya sea por la invasión de sólidos, el cambio de la mojabilidad de la roca o el incremento de la viscosidad de los fluidos del yacimiento. Las pérdidas de circulación, además de provocar daño a la formación e impactar económicamente por los volúmenes de fluido perdidos, son un factor para que se dificulte contactar zonas con aceite remanente, las cuales suelen ser de espesor delgado y muy localizadas. Esto último se debe a que en condiciones de pérdida total de circulación, las herramientas de monitoreo de condiciones de fondo del pozo en tiempo real, como el MWD, se ven limitadas en su uso debido a que utilizan el retorno del fluido de perforación hacia la superficie como medio para transmitir la información, afectando el control de la trayectoria del pozo.
El objetivo particular que se persigue con la prioridad de “investigar y desarrollar tecnología que permita atender campos en condiciones avanzadas de explotación para el proceso de construcción y
mantenimiento a pozos”, es aplicar la tecnología que permita la perforación, terminación y mantenimiento de los pozos que se encuentran ubicados en campos que ya están en estado avanzado de explotación, con la finalidad de asegurar el control direccional en condiciones de pérdida total de circulación, así como minimizar el daño a la formación y reducir las pérdidas de circulación en zonas productoras de baja presión.
Para contribuir con el incremento en la producción de aceite de los campos que se encuentran en
condiciones avanzadas de explotación, se requiere aplicar tecnología que permita mejorar la rentabilidad e incrementar el éxito de la perforación, terminación y mantenimiento de los pozos. Dichas tecnologías requeridas fueron identificadas en el taller, de ellas las calificadas como de alta importancia, por su impacto, y de alta urgencia, por la necesidad de tenerlas disponibles e implementadas, fueron las siguientes:
Fluidos de baja densidad.
Telemetría en zonas de pérdida total de fluido.
Tecnología para el control de pérdida de circulación.
El reto en IDT para los fluidos de baja densidad es que generen un gradiente de presión en el fondo del pozo (densidad equivalente estática), con valores del orden de 0.3-0.5 gr/cm3 y que sean estables a alta temperatura. El reto en cuanto a las capacidades ya obtenidas en este tema es contar con proyectos para el desarrollo de la tecnología.
Para la telemetría en zonas de pérdida total de fluido, el reto es mantener el control direccional del pozo en condiciones de pérdida total de circulación. En cuanto a las capacidades ya obtenidas en este tema, el reto es buscar nuevos desarrollos al respecto para su prueba y aplicación. Respecto a las tecnologías para el control de pérdida de circulación, el reto en IDT es el desarrollo de herramientas y obturantes que permitan el control de las pérdidas del fluido de perforación, así como la reducción del daño a la formación productora. De igual manera, el reto en el desarrollo de las capacidades obtenidas es incrementar las opciones tecnológicas al respecto.
Para cumplir con el objetivo marcado de aplicar la tecnología que permita la perforación, terminación y mantenimiento de los pozos que se encuentran en campos en estado avanzado de explotación, de acuerdo con las metas establecidas, se deben realizar las siguientes acciones:
 Asegurar el control direccional en condiciones de pérdida total de circulación.
Disponer de tecnología en telemetría para zonas de pérdida que permitan el control direccional, a partir de una búsqueda de los avances recientes, su aplicación y desempeño en otros campos del mundo donde las condiciones de pérdida de circulación sean similares a las que se presentan en los campos mexicanos.
Hacer alianzas con empresas, universidades o centros de investigación que hayan aplicado, estén desarrollando o tengan el potencial de investigar respecto a la tecnología de telemetría para aplicar en zonas con condiciones de pérdida total de circulación.
Llevar a cabo la adaptación de la tecnología de telemetría que ha solucionado problemáticas similares a las mexicanas en pozos de otros campos del mundo.
Investigar el fundamento de los desarrollos tecnológicos existentes para poder potenciar su uso y aplicaciones en los campos mexicanos.
 Minimizar el daño a la formación y reducir las pérdidas de circulación en zonas productoras de baja presión.
o Disponer de tecnología de materiales obturantes y herramientas para el control de pérdidas, así como de fluidos de baja densidad, que se puedan aplicar en las condiciones de los
campos de México.
Adaptar las tecnologías de materiales obturantes y herramientas para el control de pérdidas, así como de fluidos de baja densidad, que se hayan desarrollado en otras partes del mundo y tengan el potencial de contribuir a la reducción de la problemática en México.
Investigar el fundamento de los desarrollos de la tecnología de materiales obturantes y herramientas para el control de pérdidas, así como de fluidos de baja densidad para llevar a cabo una aplicación óptima en los campos mexicanos.
Desarrollar tecnología de materiales obturantes y herramientas para el control de pérdidas, así como de fluidos de baja densidad en los centros de investigación y universidades del país.
Desarrollar talento en el país para contar con las capacidades para desarrollar soluciones integrales e innovadoras que contribuyan con la solución a la problemática.
Contar con la tecnología para realizar de una manera más eficiente la perforación, terminación y mantenimiento de pozos en campos maduros, permitirá atender los retos técnicos y económicos que presenta este tipo de campos, con los siguientes impactos directos:
 Lograr incorporar reservas recuperables al alcanzar la profundidad objetivo de la perforación y realizar la terminación de pozos, de acuerdo con lo diseñado, en yacimientos de muy baja presión.
 Hacer posible la ejecución de reentradas en pozos por abandonar, incrementando la rentabilidad de los proyectos de explotación y aumentando la reserva de hidrocarburos recuperada por pozo.
 Incrementar el éxito de la perforación en zonas depresionadas donde se pueden generar problemas de estabilidades mecánica y química, por la alteración de la condición natural de las formaciones por la invasión de fluidos.
 Aprovechar la productividad natural de los pozos al reducir el daño a la formación productora.
 Reducir el costo de los pozos al mejorar los tiempos no productivos dedicados a la solución de los problemas generados por las pérdidas de circulación del fluido de control.
 Reducir el costo de los pozos y aumentar su vida productiva al incrementar la eficiencia de las operaciones de perforación, cementación, terminación, estimulación y reparación.
 Optimizar el costo de los pozos al reducir tanto la cantidad de fluido perdido en las formaciones, como el uso de materiales y herramientas para su control.
 Reducir los riesgos y aumentar la seguridad durante la ejecución de la perforación, terminación y reparación de pozos al poder manejar condiciones de muy baja presión en el fondo del pozo.
Del Panel “Explotación de Yacimientos”, las dos prioridades que tienen relación con la prioridad PT_1 son:
EY_1. Implementar o adaptar las mejores prácticas en administración de yacimientos para incrementar la producción. EY_2. Incrementar, adaptar o desarrollar tecnología para incrementar el factor de recuperación.
Del Panel “Productividad y Producción”, las dos prioridades que tienen relación con la prioridad PT_1 son:
PP_2. Desarrollar soluciones tecnológicas para asegurar el flujo de fluidos en el medio poroso en la zona vecina al pozo. PP_3. Incrementar la confiabilidad en la operación de los SAP´s en pozos de aceite pesado, extra pesado y pozos de gas, considerando el manejo de impurezas.
Del Panel “Administración de Campos”, las dos prioridades que tienen relación con la prioridad PT_1 son:
AC_2. Modelado descriptivo, predictivo y prescriptivo de campos guiado por datos. AC_3.Toma de decisiones colaborativa con datos intensivos para la administración óptima de activos y campos.
2.5 PT_2 Investigar y desarrollar tecnología que garantice la integridad del equipo y la
continuidad operativa del proceso de perforación y terminación, considerando los gradientes
Las condiciones de los campos a perforar han ido migrando de gradientes normales de presión y temperatura hacia condiciones de alta presión-baja temperatura, alta presión-alta temperatura (HPLTHT) y con tirantes de agua cada vez mayores, lo que implica hacer frente a distintos retos, que con la tecnología convencional no se pueden vencer. Por lo que se requiere disponer de tecnología en equipos, herramientas, fluidos de perforación y cementos aplicables a gradientes de presión y temperatura distintos de los gradientes normales.
Palabras clave: HPLTHT, hidratos de metano, integridad del equipo, cementación.
La mayor parte de la producción en México proviene de campos con gradientes normales de presión y temperatura, sin embargo, debido a la disminución de la producción y a la baja restitución de reservas de hidrocarburos, se ha tenido que ir incursionando en campos con tirante de agua cada vez más grandes, así como en campos bajo condiciones HPHT. La perforación de pozos en este tipo de condiciones impone presiones y temperatura tanto muy bajas como muy altas a las encontradas normalmente, las cuelas dan como resultado una serie de retos tanto para los equipos, como para los fluidos de perforación.
Debido a las bajas temperaturas encontradas en la zona cercana al lecho marino, se llegan a formar de hidratos en el proceso de perforación, lo que genera una serie de problemas operativos. La perforación de pozos submarinos y en condiciones HPLTHT y requiere de equipos y técnicas que aseguren la integridad del equipo durante todo el proceso. También se requiere tener disponible herramientas de toma de información a tiempo real (MWD y LWD) que no estén limitadas por la presión y la temperatura.
La disponibilidad de tecnología en fluidos de perforación para condiciones HPLTHT en el Golfo de México con una menor concentración de solidos ayudarían a optimizar el ritmo de penetración y minimizar el daño a la formación. Para asegurar buenas cementaciones por arriba de 110°C, se requiere el uso de cementos estables en sus propiedades físico-químicas a condiciones HPHT, con especial cuidado en los efectos de expansión y contracción, reducción de la resistencia y adherencia, así como de la generación de canalizaciones y anillos en el cemento.
El objetivo de la prioridad de “investigar y desarrollar tecnología que garantice la integridad del equipo y la continuidad operativa del proceso de perforación y terminación, considerando los gradientes de presión y temperatura”, es utilizar tecnología que permita y fortalezca el proceso de perforación, terminación y mantenimiento de pozos de manera continua y con integridad del pozo y el equipo, para
evitar y remover la formación de hidratos de metano durante la perforación y terminación, mantener el control del pozo mediante la selección de equipos y metodologías, asegurar la integridad del pozo durante su ciclo de vida mediante métodos de colocación y tecnologías de cementación y mantener las propiedades funcionales del fluido de control en condiciones HPLTHT.
Para garantizar la integridad del equipo y la continuidad operativa de los procesos de perforación, terminación y de las intervenciones a pozos, se requiere aplicar tecnologías que tomen en cuenta los
distintos gradientes de presión y temperatura. Las tecnologías que se identificaron en el taller son las siguientes:
a) Inhibición y disociación de hidratos de metano.
b) Equipo y técnicas de control de pozos submarinos y aseguramiento de la integridad del equipo de perforación durante el proceso.
c) Tecnología para el aseguramiento de las cementaciones.
d) Investigación de disponibilidad de tecnología HPLTHT en el Golfo de México (desempeño de fluidos y equipos).
El reto en IDT para inhibir y disociar los hidratos de metano es evitar y/o remover la formación de hidratos de metano durante el proceso de perforación y terminación de pozos. En cuanto a las capacidades se debe hacer frente al reto de contar con técnicas que den solución a la inhibición y disociación de los hidratos de metano, aso como contar con talento que tenga el conocimiento para la aplicación correcta de esas técnicas.
Para poder controlar pozos submarinos y asegurar la integridad del equipo de perforación, el reto en IDT es contar con equipo y técnicas de control de pozos para mantener la integridad. El reto para las capacidades es integrar nuevas técnicas de control de pozos para mantener la integridad, así como formar talento con capacidades actualizadas y con habilidades para el control de pozos. Para poder asegurar las cementaciones, el reto en IDT es realizar cementaciones efectivas, el desarrollo de capacidades para incrementar el uso de nuevas tecnologías en cementaciones y formar talento con capacidades actualizadas y con habilidades para las cementaciones. La tecnología para condiciones HPLTHT en fluidos y equipos tiene como reto en IDT alcanzar el objetivo programado de perforación y terminación, disponer de las capacidades para contar con la tecnología y que el talento humano cuente con las capacidades actualizadas y con habilidades para la perforación y terminación en condiciones HPLTHT.
En el objetivo de utilizar tecnología para fortalecer el proceso de perforación, terminación y mantenimiento de pozos de manera continua con integridad para el pozo y el equipo, para alcanzar las metas establecidas, se deben realizar las siguientes acciones:
 Evitar y remover la formación de hidratos de metano durante la perforación y terminación.
Disponer de la tecnología para evitar y remover los hidratos de metano en la perforación, con el fin de que la perforación sea continua, dándole seguridad al proceso operativo, y al equipo de perforación y sus componentes. Para ello, se debe realizar una búsqueda de la tecnología aplicada en otras partes del mundo, donde se haya resuelto esta problemática.
Hacer alianzas con empresas, universidades o centros de investigación que hayan aplicado, estén desarrollando o tengan el potencial de investigar respecto a la tecnología para la remoción o inhibición de formación de hidratos de metano.
Adaptar tecnologías aplicadas en otras partes del mundo que hayan sido aplicadas en condiciones similares a las presentes en los campos de México, y que hayan ayudado a resolver la problemática de la formación de hidratos de metano.
Investigar los fundamentos de productos y tecnologías que eviten y remuevan la formación
de hidratos de metano, para que con una base teórica sólida, sean aplicados de la mejor manera para las condiciones de los campos en México.
Desarrollar tecnología enfocada a evitar y remover la formación de hidratos de metano en los centros de investigación y universidades del país.
Desarrollar talento que cuente con las capacidades de proponer y desarrollar soluciones que eviten y remuevan la formación de hidratos de metano.
 Mantener el control del pozo mediante la selección de equipos y metodologías.
Disponer de tecnologías en equipos y de metodologías para mantener el control del pozo, coadyuvando a la continuidad en el proceso de perforación.
Hacer alianzas con empresas, universidades o centros de investigación que hayan seleccionado equipos y metodologías que ayuden a mantener el control del pozo en el proceso de perforación.
Adaptar tecnologías en equipos y metodologías recientes que se hayan aplicado en otras partes del mundo, con el potencial de ser aplicadas a las condiciones de los campos en México.
Investigar los fundamentos de los avances y desarrollos tecnológicos en equipos y de metodologías aplicadas al control de pozo, para evaluar su aplicación en México.
Desarrollar tecnología en equipos y metodologías para mantener el control del pozo en los centros de investigación y universidades del país.
Desarrollar talento que cuente con las capacidades de seleccionar equipos y metodologías para aplicar, con el fin de mantener el control del pozo en el proceso de la perforación.
 Asegurar la integridad del pozo durante su ciclo de vida mediante métodos de colocación y tecnologías de cementación.
Disponer tecnología en cementación de pozos, mediante una búsqueda de tecnologías
nuevas que se hayan aplicado con éxito en otras partes del mundo bajo condiciones similares
las de los campos del territorio nacional.
Hacer alianzas con empresas, universidades o centros de investigación que hayan aplicado, estén desarrollando o tengan el potencial de desarrollar cementos y técnicas de colocación de cemento, para asegurar la integridad del pozo, a lo largo de su vida productiva.
Adaptar las tecnologías de reciente desarrollo en cementos y colocación de cementos, que hayan mejorado la integridad de los pozos en otras partes del mundo.
Investigar los fundamentos de los avances y desarrollos tecnológicos de cementación y colocación de cementos de otras partes del mundo, que tengan el potencial de aplicarse en
Desarrollar tecnología en cementos y colocación de cementos en los centros de investigación
Desarrollar talento que proponga soluciones y desarrollo tecnológico enfocado a cementos y su colocación, que aseguren la integridad del pozo.
 Mantener las propiedades funcionales del fluido de control en condiciones HPLTHT.
Disponer de tecnología en fluidos de control desarrollada en México o en otras partes del mundo, que haya sido aplicada con éxito y que tenga el potencial de mantener sus propiedades estables bajo condiciones HPLTHT.
Hacer alianzas con empresas, universidades o centros de investigación que hayan aplicado, estén desarrollando o tengan el potencial de desarrollar fluidos de control que sean estables bajo condiciones HPLTHT.
Investigar los fundamentos de los avances y desarrollos en fluidos de control para pozos bajo condiciones HPLTHT, para conocer sus bases teóricas, seleccionar y adaptarlas para la aplicación en México.
Desarrollar tecnología en fluidos de control que sean estables en condiciones HPLTHT en los centros de investigación y universidades en México.
Desarrollar talento con las capacidades de desarrollar soluciones en fluidos de control, para los campos Mexicanos en las condiciones HPLTHT.
El desarrollar y utilizar tecnología que permita la continuidad operativa de la perforación, terminación y mantenimiento de pozos, considerando los gradientes de presión y temperatura, tendrá los siguientes impactos:
 Reducir los riesgos operativos en la perforación y reducción de costos, evitando y removiendo la formación de hidratos de metano.
 Incrementar la eficiencia de la perforación, terminación y mantenimiento de pozos, mediante la selección de equipos y metodologías que mejoren el control del pozo.
 Asegurar el asilamiento entre la formación y el pozo, mediante el uso de cementos para condiciones HPHT.
 Mejorar el control de la presión en el fondo del pozo, con fluidos estables para condiciones HPLTHT.
Del Panel “Explotación de yacimientos”, las dos prioridades que están relacionadas con la prioridad PT_2 son:
EY_2. Implementar, adaptar o desarrollar tecnologías para incrementar el factor de recuperación. EY_3. Implementar, adaptar o desarrollar tecnologías para una óptima caracterización holística de los yacimientos.
Del Panel “Administración de campos”, las tres prioridades que están relacionadas con la PT_2 son:
AC_1. Manejo de grandes volúmenes de datos e información de campo. AC_2. Modelado descriptivo, predictivo y prescriptivo de campos guiado por datos. AC_3. Toma de decisiones colaborativa con datos intensivos para la administración óptima de activos y campos.
2.6 PT_3 - Desarrollar modelos geomecánicos para asegurar la perforación y terminación de
La predicción adecuada de las geopresiones es un insumo primordial para el diseño de la perforación y terminación de cualquier tipo de campo, por lo que el desarrollo de modelos geomecánicos que predigan con una mayor precisión el estado de esfuerzos coadyuvaría a optimizar tiempos y costos operativos, así como alcanzar el objetivo con la mejor geometría para la terminación y toda la vida productiva del pozo.
Palabras clave: 4D, domos salinos, fracturamiento hidráulico, yacimientos no convencionales.
La perforación y terminación de pozos al ser actividades que por su naturaleza cambian las condiciones de equilibrio de los esfuerzos de las formaciones que atraviesan, requieren del conocimiento y entendimiento del estado de esfuerzos, de las propiedades geomecánicas y de las geopresiones tanto del área que atravesará el pozo como de las zonas cercanas al pozo. El desarrollo de modelos geomecánicos que tomen en cuenta las condiciones particulares de la formaciones de cada campo aporta mayor certidumbre para el diseño y desarrollo de las operaciones de perforación y terminación, lo que se ve reflejado en menores costos de ejecución, reducción en los tiempos de operación, operaciones más seguras y la construcción del pozo que alcance el objetivo con la geometría diseñada, siendo un pozo útil que permitirá una mejor producción de hidrocarburos.
La producción en los campos maduros de México ha modificado el estado de esfuerzos con el paso del tiempo, por lo cual existe un alto contraste del gradiente en la transición Terciario-Mesozoico, lo que genera un alto índice de side-tracks. La perforación de pozos en presencia de domos salinos es un reto en la industria petrolera, esto es debido a que los cuerpos salinos modifican los esfuerzos de las formaciones suprayacentes y subjacentes, así como la misma perforación de los domos impone una serie de retos, tales como; problemas de derrumbes, y atrapamientos, limpieza inadecuada del agujero, el atravesar sal como presencia de gas y presencia de asfalto. Para la producción comercial de yacimientos no convencionales se requieren de dos tecnologías, la perforación horizontal y el fracturamiento hidráulico, lo cual cada vez requiere de una mejor caracterización geomecánica para alcanzar cada vez secciones horizontales más largas y optimizar el número de fracturas, con el fin de reducir el número de pozos y minimizar la caída abrupta de la producción de hidrocarburos en los pozos de este tipo de yacimientos.
La prioridad “desarrollar modelos geomecánicos para asegurar la perforación y terminación de pozos”, tiene como objetivo el mantener la estabilidad de la formación durante el proceso de perforación, que garantice las mejores zonas y geometrías para la terminación del pozo. Para ello se necesita resolver la problemática de atrapamientos (pérdidas, asentamientos, resistencias e inestabilidad), construir una herramienta para identificar, evaluar y controlar el riesgo de la perforación a través de domos salinos, y caracterizar formaciones asociadas al proceso de terminación en yacimientos no convencionales mediante modelos físicos.
Para mantener la estabilidad de las formaciones durante la perforación y garantizar la selección de las mejores zonas para terminar los pozos, se detectó la necesidad aplicar tres tecnologías, con la finalidad de mejorar la rentabilidad e incrementar el éxito de la perforación, terminación y mantenimiento de pozos. Estas tecnologías se calificaron en el taller con alta importancia, en cuanto a su impacto y de alta urgencia, por la necesidad de disponer de ellas e implementarlas. Las tres tecnologías se enlistan a continuación:
a) Modelado geomecánico 4D
b) Modelado integral de la geomecánica en presencia de domos salinos (encima, a través y debajo)
c) Modelado de geomecánica en yacimientos no convencionales
d) Modelos físicos para caracterización de medios fracturados
Para el modelado geomecánico en 4D, el reto en IDT es estimar la evolución del estado de esfuerzos en la transición Terciario-mesozoico desde presión original a la presión final. El reto en cuanto las capacidades es utilizar la base de datos histórica de perforación, y utilizar como línea base modelos actuales y desarrollar las competencias del conocimiento del fenómeno. Para la formación de talento se requiere desarrollar las competencias del conocimiento del fenómeno.
En el modelado integral de la geomecánica en presencia de domos salinos, se requiere contar con IDT para hacer frente al reto de perforar exitosamente domos salinos, así como contar con las capacidades que permitan contar con modelos geomecánicos propios para formaciones con presencia de domos
salinos. El reto en la formación de talento es explotar el potencial de los modelos desarrollados.
El modelado de la geomecánica en yacimientos no convencionales, tiene como reto en IDT mejorar la productividad y el factor de recuperación de los pozos horizontales. En cuanto a las capacidades, se tiene el reto de disponer del conocimiento y las capacidades para asegurar el éxito del proceso del fracturamiento hidráulico, así como desarrollar talento con amplias habilidades en el multifracturamiento hidráulico.
El desarrollo de modelos físicos para caracterización de medios fracturados, en IDT tiene el reto de realizar fracturamientos exitosos en yacimientos no convencionales. El reto de las capacidades es contar con modelos físicos que describan el fenómeno de la fractura hidráulica. Respecto al recurso humano, se necesita contar con talento que desarrolle habilidades en el proceso de fracturamiento hidráulico para optimización del número de fracturas, dando como resultado un aumento del gasto de producción.
El objetivo de mantener la estabilidad de la formación durante el proceso de perforación, que garantice las mejores zonas y geometrías para la terminación del pozo, de acuerdo a sus tres metas establecidas en el taller, requiere la toma de las siguientes acciones:
 Mantener la estabilidad de la formación y evitar atrapamientos, las pérdidas, resistencias y mejorar los asentamientos de las tuberías de revestimos.
Disponer de la tecnología que mejore la perforación de la transición terciario-mesozoico, que ayude a manejar el cambio de esfuerzos, así como para mejorar el ritmo de penetración en la perforación del mesozoico. Para ello se tiene que realizar una búsqueda de tecnología reciente aplicada a condiciones similares.
Adaptar tecnología que ayude a resolver la problemática de atrapamientos debido a la inestabilidad del agujero.
Investigar los fundamentos de los desarrollos tecnológicos y de investigación que minimicen los atrapamientos, evitando pérdidas, resistencias, y mejorando asentamientos de tuberías de revestimiento.
Desarrollar tecnología que mejore la perforación de la transición terciario-mesozoico, así como para mejorar el ritmo de penetración en la perforación del mesozoico.
Desarrollar talento con capacidades para proponer y desarrollar soluciones a problemáticas que se presentan en la perforación, las cuales están asociadas a la inestabilidad del agujero.
 Construir una herramienta para identificar, evaluar y controlar el riesgo de la perforación a través de domos salinos.
Disponer de tecnología desarrollada ya sea en México o en otras partes del mundo, que tenga casos de éxito para perforar de manera exitosa formaciones por encima de los domos, salinos, atravesar los domos salinos, salir con éxito de los domos salinos, hasta alcanzar el objetivo programado, tomando en cuenta que durante la perforación se atraviesan partes de domos salinos con presencia de gas y asfalto.
Adaptar tecnología que haya funcionado en la perforación de pozos con presencia de domos salinos, ayudando a controlar los riesgos asociados a la inestabilidad del agujero.
Investigar los fundamentos de modelos geomecánicos que predigan el estado de esfuerzos que ayuden a mejorar la estabilidad durante la perforación.
Desarrollar tecnología que ayude a identificar, evaluar y controlar el riesgo de la perforación, debido a la influencia de los domos salinos en el estado de esfuerzos de las formaciones subyacentes y suprayacentes.
Desarrollar talento capaz de desarrollar modelos geomecánicos de estabilidad de agujeros, para minimizar pérdidas, resistencias, en la perforación.
 Caracterizar formaciones mediante modelos físicos que ayuden a mejorar los procesos de terminación en yacimientos no convencionales.
Disponer de tecnología para caracterizar las formaciones de yacimientos no convencionales que mejoren la selección de los intervalos y los diseños de fracturamiento hidráulico.
Hacer alianzas con empresas, universidades o centros de investigación que hayan aplicado, estén desarrollando o tengan el potencial de desarrollar modelos físicos que describan la geometría de la fractura y ayuden a mejorar la selección de los intervalos y el fracturamiento hidráulico.
Llevar a cabo la adaptación de tecnología para terminación de pozos y fracturamiento hidráulico para aumentar la producción de los pozos.
Investigar los fundamentos de investigación y desarrollo tecnológico en modelos físicos para describir el fracturamiento hidráulico y diseño de las fracturas. Con ello se pretende entender las bases teóricas, para seleccionar las tecnologías que mejor se adapten a las características de los yacimientos en México.
Desarrollar tecnología para seleccionar de mejor manera los intervalos a fracturar, que haga eficiente fracturamiento hidráulico. Con lo anterior se optimizaran el número de fracturas y se alcanzaran mayores gastos de producción.
Desarrollar talento con capacidades para proponer y desarrollar soluciones para el modelado de la geometría de la fractura, mediante el desarrollo de modelos físicos y tecnología.
El contar con modelos geomecánicos que ayuden a mantener la estabilidad de la formación durante el proceso de perforación, que garantice las mejores zonas y geometrías para la terminación del pozo, permitirá hacerle frente a los retos técnicos que se presentan en este tipo de operaciones, impactando de la siguiente manera:
 Reducir los tiempos no productivos y riesgos operativos, a través de una mejor predicción de la presión de poro, presión de fractura y de colapso, para los procesos de perforación, terminación, producción, re intervenciones y abandono del pozo.
 Asegurar la integridad de los pozos a través de su vida productiva, terminando los pozos con geometrías más amplias, para poder alojar aparejos de terminación y componentes de fondo más complejos.
 Mejorar la predicción de la ventana operativa del fluido de perforación, previniendo descontroles, pegaduras y reducir tiempos de perforación.
 Optimizar costos y tiempos en el proceso de perforación, mediante la identificación, evaluación y control de los riesgos de perforar a través de domos salinos.
 Incrementar la eficiencia en los procesos de perforación, terminación e intervenciones a pozos.
 Reducir las problemáticas asociadas a la perforación de las secciones verticales y horizontales.
 Minimizar el daño a la formación productora, y reducir el número de pozos a perforar.
 Tener más y menor información para la toma de decisiones en la explotación de campos.
 Incrementar el éxito del fracturamiento hidráulico, reduciendo el número de etapas reducir el número de etapas de fracturamiento.
 Reducir los costos y tiempos del fracturamiento hidráulico, y obtener altos gastos de producción inicial.
Del Panel “Caracterización de yacimientos”, las dos prioridades nacionales que se relacionan con la PT_3 son:
CY_2. Reconocer compartimentación y conectividad basados en integración de tecnologías multidisciplinarias en la caracterización de yacimientos mexicanos. CY_3. Desarrollar caracterización y modelado precisos de fracturas naturales y del estado de esfuerzos en la superficie para mejorar la producción de los yacimientos Mexicanos.
Del Panel 3 “Explotación de yacimientos”, las dos prioridades nacionales que se relacionan con la PT_3 son:
EY_1. Implementar o adaptar las mejores prácticas en administración de yacimientos para incrementar la producción. EY_3. Implementar, adaptar o desarrollar tecnología para la caracterización holística óptima de los yacimientos.
2.7 EY_1 – Implementar o adaptar las mejores prácticas de administración de yacimientos
para el incremento de la producción
La administración de yacimientos petroleros, es el conjunto de decisiones y operaciones mediante las cuales el yacimiento se identifica, cuantifica, desarrolla, explota, monitorea y evalúa en todas sus etapas de producción, esto es desde su descubrimiento, pasando por su explotación, hasta su abandono (Wiggins y Startzman, 1990). Para lo anterior se requiere la aplicación de tecnología de última generación, de diversas ramas de la ingeniería, con el fin de lograr un máximo beneficio económico en la explotación de un yacimiento. Además, se requiere la participación de diversas especialidades, tales como geología, geofísica, ingeniería de yacimientos, perforación y terminación de pozos, producción, ingeniería económica, etc.
Las partes de la administración de yacimientos son: objetivo (rentabilidad del proyecto de explotación), conocimiento del yacimiento, ambiente administrativo y tecnología. Lo referente al conocimiento del yacimiento es un verdadero reto. Se sabe que muchos de los yacimientos mexicanos exhiben una gran complejidad tanto en su naturaleza macroscópica como en su aspecto microscópico; contenido de fluidos, variabilidad de propiedades, permeabilidad horizontal y vertical, capilaridad, porosidad, patrón sedimentario, etc. A pesar de dicha complejidad en muchas ocasiones la información requerida, para la explotación optima del yacimiento, es escasa e imprecisa.
Por otro lado, el ambiente administrativo tiene que ver en gran medida con factores económicos y sociales; mientras que la tecnología es el medio a través del cual se efectúa la administración de yacimientos y de ella dependen la calidad y suficiencia del conocimiento del yacimiento, técnicas y métodos para estudiar el comportamiento, datos, monitoreo, modelos y diagnóstico.
Es importante mencionar que en un campo en explotación avanzada también es muy conveniente contar con un plan general de administración de yacimientos. Esto para reactivar la producción mediante la perforación de pozos intermedios, la aplicación de procesos de recuperación secundaria y mejorada, uso de sistemas artificiales de producción, o bien a través de la optimización de instalaciones.
En el marco de la presente prioridad se identificaron necesidades asociadas a la administración de yacimientos, donde, debido al estado de madurez de algunas tecnologías se requiere realizar actividades de investigación. Adicionalmente, se identificaron tecnologías maduras que se pueden aplicar directamente o después de un proceso de asimilación y adaptación. También se identificaron temas de importancia alta, que no son de índole tecnológico, pero que son un soporte indispensable para la óptima administración de yacimientos.
Palabras clave: Administración de yacimientos, Ciencia de datos, Control de canalización, incremento de producción.
Para administrar adecuadamente un yacimiento se debe generar un plan general en el cual se debe prever y analizar todos los acontecimientos que puedan ocurrir, las operaciones y alternativas que se presentan, evaluarlas económicamente y estar preparado para optimizarlas. El plan general debe contemplar, entre otras, las siguientes acciones: (1) señalar claramente las metas que deberán cumplirse para llegar al objetivo final, (2) establecer las limitaciones técnicas, jurídicas, económicas, ecológicas, etc., bajo las cuales se va a llevar a cabo la administración, (3) desarrollar un estudio que contenga información sobre la geología regional, estratigrafía, y estructuras del yacimiento, (4) caracterizar apropiadamente al yacimiento y contar con un adecuado conocimiento del flujo de fluidos en el medio poroso, (5) realizar estudios de desarrollo del yacimiento que conlleven a optimizar el número d pozos a perforar, (6) optimizar la perforación y terminación de pozos, así como definir el mejor sistema subsuperficial de producción, (7) diseñar el sistema superficial de producción que permita la adecuada explotación de los yacimientos, (8) efectuar estudios de simulación numérica para predecir el comportamiento del yacimiento y establecer el ritmo de explotación más apropiado, (9) planear la adquisición de información geológica, geofísica, de propiedades físicas del yacimiento, de presión- producción, etc., (10) considerar en todas las actividades los aspectos económicos y de protección al medio ambiente. En base a lo anterior, la administración de yacimientos se puede descomponer en cuatro elementos:
 Yacimiento. Donde aspectos como la geología, los fenómenos físico-químicos y la historia de operación deben de considerarse.
 Tecnología. Que abarca desde los sistemas de monitoreo o medición, ciencia de datos para análisis de información, procesos de explotación y operación, así como toma de decisiones inteligente, donde la innovación es un aspecto fundamental.
 Objetivos/propósito. Maximizar el retorno, administrar las reservas y optimizar la producción.
 Entorno de administración. Que debe considerar: gobierno, regulación, factores económicos externos, factores corporativos, percepciones públicas y medio ambiente.
Considerando los cuatro elementos anteriores, en el análisis de la presente prioridad se identificaron tecnologías de importancia alta y que se requieren de manera inmediata en la industria de hidrocarburos nacional, pero que debido a su grado de madurez requiere de esfuerzos en investigación y desarrollo tecnológico. Dichas tecnologías están asociadas a diferentes temas relacionados con la administración de yacimientos.
Para la determinación de aceite remanente y áreas no barridas en yacimientos complejos o de múltiple porosidad se requiere de las siguientes tecnologías: 1) Trazadores químicos y radioactivos, 2) Sísmica 4D para monitoreo de yacimientos, 3) Análisis de balance de materia en yacimientos complejos, y 4) Tomografía entre pozos.
Para controlar la canalización o conificación de agua y gas se requiere: 1) Inyección de espumas, geles, polímeros o nano partículas para mejorar la eficiencia de barrido en condiciones de alta temperatura y salinidad y 2) Sistemas de separación de agua en fondo de pozo.
Para realizar la simulación numérica de yacimientos se requiere: 1) Simuladores numéricos precisos y confiables para yacimientos de porosidad múltiple, 2) Integración de nuevas tecnologías y mecanismos fisicoquímicos en simuladores de yacimiento, y 3) Acoplamiento de geomecánica y modelado de flujo.
Para el aseguramiento de la producción se requiere: 1) Tecnologías de reducción de viscosidad aparente para aceites pesados y extrapesados, 2) tecnologías para la mitigación de depósitos orgánicos e inorgánicos, 3) modificadores de permeabilidades relativas, y 4) tecnologías para el manejo y reinyección de H 2 S y CO 2 al yacimiento.
Para el diseño, monitoreo y evaluación de procesos de explotación de yacimientos geológicamente complejos se requiere: 1) Monitoreo mediante pozos de diámetro reducido, 2) Sensores permanentes de HPHT y 3) Análisis de información y toma de decisiones basadas en ciencia de datos.
Las tecnologías arriba mencionadas implican retos relacionados a investigación y desarrollo tecnológico, los cuales, en base a su urgencia se recomienda superar en diferentes periodos de tiempo. Dichos retos son: 1) Mejorar el análisis de balance de materia y la tecnología de trazadores en yacimientos de porosidad múltiple (2 años), 2) Mejorar la sísmica 4D para mejorar la detección de áreas no barridas (3 años), 3) Desarrollo de simuladores: a) no estructurados para porosidad múltiple b) con integración al flujo en pozo, c) para predicción de producción bajo procesos de recuperación mejorada o avanzada (3 años), 4) Desarrollar plataformas para la administración de yacimientos basadas en metodologías de ciencia de datos (Inteligencia artificial, big data, machine learning) que consideren: a) al sistema yacimiento, pozo e instalaciones superficiales, b) monitoreo, análisis de datos y toma de decisiones a tiempo real, c) modelos actualizables y d) perforación orientada a producción (5 años), 5) Incrementar el conocimiento de los fenómenos físico-químicos involucrados en el aseguramiento de la producción para desarrollar soluciones efectivas (4 años).
En términos de capacidades los retos son: 1) instalaciones de laboratorio apropiadas para trazadores y aseguramiento de la producción (2 años), 2) infraestructura eficiente y de bajo costo para la toma de información a tiempo real en los yacimientos (4 años).
En lo relacionado a la formación de talento, se requiere: 1) Personal con posgrados en Administración de yacimientos, Ciencia de datos, Monitoreo y control, Trazadores, Simulación de yacimientos, Fenómenos físico-químicos y Sísmica 4D, 2) Alianzas entre operadores y universidades para “aprender haciendo”, 3) Definir tópicos relevantes y entrenar a personal técnico seleccionado.
Como parte de este análisis también se encontraron tecnologías maduras de importancia alta que ya están disponibles o bien que requieren un proceso de adaptación.
Para la determinación de aceite remanente y áreas no barridas en yacimientos complejos o de múltiple porosidad se requiere de: 1) Registros de pozos, 2) núcleos de pared, 3) análisis de presión/producción, y 4) modelado integral.
Para el control de la canalización o conificación de agua y gas se requiere de: 1) Tecnologías de administración de la producción, 2) Flujo de agua gravitacionalmente estable, 3) Pozos de geometría y terminación especial, y 4) Análisis de presión/producción.
Para el aseguramiento de la producción se requiere de: 1) Tecnologías de inyección de gas seco/químicos para remediación de bancos de condensado, y 2) Tecnologías de calentamiento en vecindad de pozo.
Para el diseño, monitoreo y evaluación de procesos de explotación de yacimientos geológicamente complejos se requiere de: 1) Pozos inteligentes, 2) Levantamiento artificial, y 3) Perfil sísmico vertical.
Para la administración de yacimientos se requiere de: 1) Administración de yacimientos hidráulicamente conectados, 2) Pozos horizontales, 3) Planeación del ciclo de vida, 4) Diagnóstico del mecanismo primario, y 5) Modelado y monitoreo en tiempo real.
Se identificaron también algunos retos a largo y mediano plazo como: Tecnologías para la explotación de los casquetes de gas y tecnologías para la explotación de yacimientos no convencionales o de alta complejidad geológica.
También se encontraron temas de importancia alta que no son de índole tecnológica pero que son un soporte indispensable para el desarrollo de campos maduros o no convencionales: 1) Régimen fiscal especial para el aceite producido mediante procesos de recuperación mejorada o en yacimientos no convencionales, 2) fortalecer la estrategia de estímulos fiscales y fondos públicos para estimular la interacción industria-academia-centros de investigación, y 3) establecimiento inmediato de políticas públicas que estimulen la entrada de industria 4.0 en la cadena de valor de los hidrocarburos.
Las principales acciones para poder superar los retos mencionados, atender la prioridad “Implementar
adaptar las mejores prácticas de administración de yacimientos para el incremento de la producción”,
poder alcanzar la meta de 3.5 millones de barriles por día, son:
 Desarrollar recursos humanos relevantes para la administración de yacimiento (plan a 15 años).
 Fortalecer la IDT por medio de proyectos de investigación (estrategia a 15 años).
 Facilitar la atención de los requerimientos de infraestructura (entre 5 y 10 años).
 Fortalecer la estrategia fiscal para estimular la interacción industria-centros de investigación.
Atender la presente prioridad se verá reflejado en: 1) Optimizar la producción de aceite y gas, 2) Maximizar el retorno de la inversión, 3) Administrar las reservas de aceite y gas, 4) Alargar la vida útil de los yacimientos, y 5) Incrementar las reservas.
La presente prioridad tiene relación con las prioridades: CY_3: Optimizar la producción y la caracterización de yacimiento a través de analítica multidisciplinaria de datos, PT_1: Investigar y
desarrollar tecnología que permita atender campos en condiciones avanzadas de explotación para el proceso de construcción y mantenimiento a pozos, PP_1: Optimizar el comportamiento de flujo en el SIP
a fin de mantener o incrementar la producción, PP_2: Desarrollar soluciones tecnológicas para asegurar
el flujo de fluidos en el medio poroso en la zona vecina al pozo. AC_1: Manejo inteligente de grandes
volúmenes de datos e información de campo, AC_2: Modelado descriptivo, predictivo y prescriptivo de campos guiado por datos, AC_3: Toma de decisiones colaborativa con datos intensivos para la administración óptima de activos y campos.
2.8 EY_2 Implementación, adaptación y /o desarrollo de tecnologías para incrementar el
Actualmente más de la mitad de las asignaciones de campos petroleros en México son campos maduros que tienen yacimientos naturalmente fracturados (YNF) con una baja producción acumulada de aceite. Comparado con Noruega y el Mar del Norte, el factor de recuperación (FR), incluyendo todos los campos de México, es relativamente bajo, por lo que su futuro se sustenta en maximizar el FR a través de la implementación de métodos de recuperación avanzada y/o mejorada (IOR/EOR).
La experiencia en la aplicación de métodos EOR en YNF a nivel internacional es limitada. En México, se han identificado tecnologías EOR como inyección de aire, doble desplazamiento, craqueo de aceite pesado y extra-pesado, inyección de vapor e inyección de CO 2 , disponibles para su aplicación en yacimientos convencionales. Sin embargo, la complicada naturaleza geológico-estructural de los YNFs, terrestres y costa fuera, así como las severas condiciones de temperatura, salinidad y presión, generan necesidades de IDT para su implementación. Uno de los retos principales es el asegurar el acceso del agente de recuperación a la matriz porosa a través de la red de fracturas invadas por gas/agua, para optimizar mecanismos como imbibición espontánea y drene gravitacional.
La implementación de proyectos IOR/EOR en campos convencionales, la IDT y la implementación de tecnologías EOR en YNF, serán necesarias para cumplir con el objetivo de incrementar el actual factor de recuperación de aceite (FR) hasta en un 40%. Adicionalmente, se requiere implementar modelos estratégicos para facilitar el desarrollo de recursos humanos acorde a las necesidades tecnológicas, infraestructura (recursos materiales, instalaciones y laboratorios adecuados) y estrategias fiscales que estimulen a la IOR/EOR.
Palabras clave: Recuperación mejorada, factor de recuperación, desarrollo, tecnologías, implementación de tecnologías, adaptación de tecnologías.
En México aproximadamente el 90% de la producción nacional proviene de YNFs y el factor de recuperación de aceite total es del orden de 22%. En éste contexto la implementación de procesos IOR/EOR en YNFs es estratégica y es factor clave para revertir la declinación en la producción de aceite y para cumplir con el objetivo antes mencionado.
Petróleos Mexicanos lanzó en el 2010 un programa estratégico para incursionar en proyectos de IDT en procesos químicos, cEOR y térmicos, tEOR, ello permitió visualizar el alto potencial de incremento del FR en México por la implementación de procesos IOR/EOR. Las tecnologías para campos convencionales están disponibles para su uso, sin embargo aquellas para YNF, cuentan con experiencia limitada, aún en el plano internacional. Existen pocas pruebas piloto documentadas, escasa información de aplicación en yacimientos costa fuera y escasos proyectos de EOR a escala masiva. El aceite objetivo de los procesos EOR se encuentra en la matriz porosa rodeada de un sistema de fracturas invadido por gas y/o agua. Adicional a la complejidad geológico-estructural, alta salinidad (HS,
120,000 ppm +) y alta temperatura (HT, 120°C+), los agentes de recuperación deben convivir con problemáticas como flujo segregado, disolución, baja transferencia hacia la matriz y canalización.
De los métodos EOR conocidos, los procesos miscibles, mEOR, químicos, cEOR, térmicos, tEOR, e híbridos, hEOR, son potencialmente aplicables a YNF y pueden agruparse de acuerdo a nivel de disponibilidad de la siguiente manera:
 Tecnologías que requieren desarrollo científico y tecnológico:
Científico: inyección de nanopartículas, aditivos y procesos híbridos (vapor-solventes, vapor- espuma). Los retos en estas tecnologías están en el entendimiento y solución a problemáticas tales como la reducción de fuerzas capilares por el uso de nanopartículas y aditivos, disponibilidad y eficiencia a bajo costo de éstos fluidos, así como el control de movilidad de vapor con espumas, transferencia de calor en el sistema matriz-fractura y efectos de la adición de solventes en la calidad del vapor.
Tecnológico: inyección de CO 2 , surfactantes, agua de baja salinidad, inyección de aire. Estas tecnologías cuentan con bases técnicas sustentadas; sin embargo, se requieren metodologías para el diseño, ejecución, y evaluación de pruebas piloto, así como desarrollo tecnológico para la disposición del fluido a inyectar en las cantidades requeridas a bajo costo, posicionar, controlar y medir sus efectos a escala de campo.
 Tecnologías actualmente aplicables:
Aplicación industrial: calentamiento eléctrico en cercanías de los pozos, doble desplazamiento e inyección de vapor.
Aplicación masiva: Mantenimiento de presión por inyección de N 2 , aire, gas y agua; inyección, distribución y optimización de agua, e inyección de gas en yacimientos volátiles y de condensación retrograda.
Adicionalmente, la adquisición y análisis de datos de campo, optimización de flujo en pozos, salud, seguridad y medio ambiente, son tecnologías de administración integral del ciclo de vida del yacimiento que también se clasifican en esta categoría.
1. Procesos miscibles, o parcialmente miscibles, mEOR:
a. Escasez de los fluidos más promisorios para mEOR: CO 2 y gas natural.
2. Procesos químicos, cEOR:
a. Formulación de productos químicos ad-hoc para HT, HS.
b. En zona invadida por gas: evitar la segregación del agente químico en el sistema fracturado. Caracterización y modelado del flujo de espumas en el sistema fracturado.
c. En zona invadida por agua: compatibilidad del agua de inyección con el agua de formación, modelado numérico de cEOR,
a. Inyección de vapor: entrega de vapor de alta calidad a bajo costo en yacimientos de profundidad mayor a 1000 m y en yacimientos costa fuera.
b. IOR-calentamiento eléctrico: entrega de calor en la vecindad de pozos a bajo costo para reducir viscosidad en yacimientos de aceite pesado y extra pesado, implementación en yacimientos costa fuera.
c. Inyección de aire: No hay experiencia reportada en YNF particularmente en yacimientos costa
fuera. Se requiere trabajo experimental para la caracterización de la inyección de aire en yacimientos fracturados productores de aceite ligero, bajo flujo segregado en fracturas. Modelado numérico.
Retos comunes de procesos EOR en YNF:
Colocación e invasión completa de la red de fracturas por el fluido desplazante en las zonas invadidas por gas y/o agua.
Transferencia del fluido de desplazamiento en hacia la matriz porosa.
Naturaleza no convencional de pruebas piloto. El arreglo convencional inyector/ productor no aplica.
Evaluación de pruebas piloto: los beneficios no pueden medirse en términos de incrementos en la producción de aceite. Gran parte del aceite liberado en la matriz puede segregarse en la columna de aceite con efectos poco notorios en la producción.
Implementación de pruebas piloto costa fuera.
Mejorar procesos dominados por imbibición espontánea.
Instalaciones apropiadas para desarrollar pruebas especializadas.
Desarrollo y/o adaptación de modelos mecanísticos.
Optimización y desarrollo de modelos de simulación numérica.
Desarrollo de expertos técnicos.
Acceso a información de campo y muestras.
Desarrollo de personal en temas relevantes EOR/OR en universidades, institutos y compañías.
Maximizar los recursos a través de alianzas estratégicas con centros de excelencia.
Simuladores precisos y confiables para procesos de recuperación mejorada.
Implementación de proyectos de recuperación avanzada y mejorada (IOR / EOR) en yacimientos convencionales. Procesos térmicos: inyección de aire y químicos: surfactantes en zonas invadida por agua y agua de baja salinidad.
Adaptación de tecnologías de recuperación mejorada en yacimientos carbonatados naturalmente fracturados.
Desarrollo de nuevas tecnologías de recuperación mejorada (surfactantes espumantes en zona de gas, CO 2 en zona de gas, nanopartículas, aditivos y procesos híbridos).
Desarrollo de recursos humanos especializados en recuperación mejorada de hidrocarburos.
Promoción e implementación de desarrollo tecnológico en temas de recuperación mejorada de hidrocarburos.
Implementación de esquemas para facilitar la infraestructura requerida para el desarrollo tecnológico de la recuperación mejorada de hidrocarburos.
Generación de ambientes fiscales para hacer factible el desarrollo y/o implementación de proyectos de recuperación mejorada.
Atender la presente prioridad se verá reflejado en: 1) Reducción de la saturación de aceite residual en zonas invadidas e incremento de la eficiencia de barrido, 2) Incremento del factor de recuperación, 3) Tecnologías disponibles para aplicarse en yacimientos carbonatados naturalmente fracturados, 4) Metodologías para análisis y evaluación de procesos EOR a través de pruebas piloto, 5) Nuevo conocimiento útil transferible, 6) Recursos humanos altamente especializados y 7) Incentivos fiscales para la implementación de proyectos de recuperación mejorada.
EY-02 tiene correlación con las prioridades PP_1 y AC_01. PP_1 “Optimizar el comportamiento de flujo en el SIP a fin de mantener o incrementar la producción”. Considera mejorar las capacidades técnicas
y tecnológicas para coadyuvar en el cumplimiento de las metas de producción en lo relativo al SIP (sistema Integral de Producción) de manera costo efectivo o estratégica así como optimizar el comportamiento de flujo en el sistema Yacimiento-Pozo-Instalaciones para maximizar la producción de hidrocarburos.
Esta prioridad converge con EY-02 en el análisis y administración del ciclo de vida del yacimiento, así como en la optimización del ritmo de flujo en pozos.
AC-01 es la prioridad nacional 01 del área de Administración de Campos. Se denomina “Manejo inteligente de grandes volúmenes de datos e información de campo”. Considera la creación de un marco común para el intercambio seguro de datos de alta calidad, información y conocimiento basado estándares industriales internacionales. Involucra actividades específicas como la Integración de bases de datos e información técnica con procedimientos de control de calidad, filtrado inteligente de datos y estimación de datos faltantes, implementación de una memoria organizacional de campo e implantación de medios de transmisión Campo-Pozo al centro de datos en el Activo.
Esta prioridad converge con EY-02 en la adquisición y análisis de datos, que a su vez impacta directamente en el monitoreo y evaluación de pruebas piloto de las tecnologías EOR y en las tecnologías IOR asociadas a la administración del ciclo de vida del yacimiento.
2.9 EY_3 Implementar, adaptar o desarrollar tecnologías para la caracterización holística de
Para determinar el comportamiento de un yacimiento petrolero y estimar las reservas, es necesario conocer sus características de una forma precisa. Para esto se debe realizar la integración de diferentes disciplinas para realizar un estudio holístico del yacimiento, lo cual implica el intercambio de información entre la geología, geofísica, petrofísica y la ingeniería de yacimientos para obtener una caracterización confiable. Por lo anterior, la caracterización holística del yacimiento, requiere conocimientos geológicos y geofísicos; de propiedades de roca y fluidos; de flujo de fluidos y mecanismos de recuperación; de perforación y terminación de pozos; y de historia de producción. Dicha caracterización debe ser continuamente actualizada y afinada a medida que se adquiere nueva información.
La exactitud de los resultados de simulación, tales como el ajuste de la historia de producción y los pronósticos de producción, dependen fuertemente de la calidad de los datos y del modelo utilizado para su análisis. Por ésta razón, el contar con una caracterización holística del yacimiento es fundamental para garantizar que se construya un modelo de simulación numérica más confiable y con menos incertidumbre. Dicha caracterización constituye un elemento importante en el plan de desarrollo del campo, mediante el cual es posible definir los procedimientos de la administración integral de yacimientos y analizar las acciones que optimizarán la recuperación y la eficiente operación de las instalaciones.
Palabras clave: Caracterización estática, caracterización dinámica, yacimientos, geología, geofísica, ingeniería de yacimientos, petrofísica.
El objetivo principal de la Caracterización Holística de Yacimientos Petroleros es realizar una descripción del yacimiento más completa y real para elaborar con mayor exactitud un modelo numérico de simulación para generar escenarios óptimos de explotación y así maximizar el valor presente neto de un campo. Para lograr dicho objetivo es necesario realizar etapas de adquisición, análisis y tratamiento de información, construcción del modelo geológico-estructural y petrofísico (caracterización estática), modelo de flujo de fluidos y comportamiento de presión (caracterización dinámica) y modelado del yacimiento.
En la etapa de adquisición y análisis de los datos, se debe realizar la adquisición y validación de los datos disponibles sobre: sísmica, geología, petrofísica, fluidos, e históricos de presión y producción, así como crear la base de datos del proyecto. Estos datos juegan un papel estratégico en la formulación del plan de desarrollo y explotación de un yacimiento y se adquieren oportunamente conforme a criterios de costo/beneficio.
En las etapas de caracterización estática y dinámica, se recopila información imprescindible para realizar el modelo numérico del yacimiento. La caracterización estática involucra información geofísica (información sísmica regional, secciones sísmicas procesadas sin migrar y migradas en 2D, 3D y 4D, inversión de trazas sísmicas, estudios geofísicos y geotécnicos, registros de pozo en agujero abierto y agujero entubado, etc.), información geológica (análisis mineralógico, litológicos, granulometría y paleontológicos, análisis de pruebas especiales de núcleos, estudio de láminas delgadas, reporte geológico final de los pozos exploratorios, columna estratigráfica, datos de litología y petrografía, etc.), información petrofísica (permeabilidades relativas al agua, gas, y aceite, presión capilar, pruebas de imbibición y drene, mojabilidad de la roca, etc.), e información de fluidos (análisis PVT convencionales, composicionales y especiales, salinidades, diagramas STIFF, contenido isotópico, análisis cromatográficos de gases producidos, densidades, inyección y análisis de trazadores, etc.). Por su parte la caracterización dinámica involucra: información general por campo, historia de producción-inyección, historia de presiones (estáticas, de fondo fluyendo y en la cabeza), registros de producción, pruebas especiales de presión, historia de aforos, pruebas de inyectividad, pruebas de presión, pruebas de producción, plano de isobaras, análisis de trazadores, etc.
Toda la información antes mencionada es de suma importancia para la explotación de yacimientos maduros o de difícil extracción, ya que con esta se puede realizar la mejor elección del método de recuperación gracias a la caracterización holística de yacimientos. De hecho, se recomienda realizar la caracterización holística de yacimientos en la etapa de desarrollo, pero también puede implementarse para yacimientos que ya se encuentran produciendo y requieran incrementar su producción.
De acuerdo a lo expuesto anteriormente, en la presente prioridad se contemplan los tópicos: (1) caracterización no convencional de propiedades dinámicas de rocas, y (2) caracterización y modelado de fluidos.
Dichos tópicos involucran tecnologías prioritarias que tienen las siguientes características: (a) son de
importancia alta para incrementar la producción de hidrocarburos (incrementa MMbls),
disponibilidad e implementación en México se requiere en un plazo corto (menos de 3 años), y (c) aún
se encuentran en una etapa de desarrollo a nivel internacional. Por lo anterior, es imperativo ejecutar lo antes posible proyectos que permitan obtener tecnologías para:
1. La caracterización de redes de fracturas y vúgulos.
2. La integración de mediciones y propiedades a diferentes escalas.
3. La cuantificación de interacciones roca-fluidos.
4. Funciones de transferencia multifásica y multicomponente a diferentes escalas.
5. Ecuaciones de estado para caracterización de fluidos.
6. La caracterización de emulsiones.
7. El equilibrio de caudal lento.
8. Diluyentes y mejoradores de flujo.
9. El muestreo de fluidos.
10. Caracterización geomecánica de rocas fracturadas en celdas triaxiales*.
*Nota: esta tecnología tiene importancia media (incrementa la producción en Mbls) y se requiere a mediano plazo (de 3 a 10 años).
También se requiere realizar trabajo de asimilación de tecnologías para los casos en los que ya se aplican masivamente a nivel internacional, su disponibilidad e implementación en México se requiere en un plazo largo (más de 10 años), y a la fecha su importancia es baja (incrementa producción en cientos de bls), tales como:
1. La caracterización de lutitas.
2. La caracterización de aceite espumoso.
Sin embargo, también es importante trabajar en asimilación de tecnología sobre caracterización de agua (ya se aplica masivamente a nivel internacional), ya que la tecnología asociada es de importancia alta y su disponibilidad e implementación en México se requiere en un plazo corto.
Las tecnologías mencionadas anteriormente implican retos en investigación y desarrollo tecnológico, capacidades de infraestructura y en formación de talento (capital humano) que se deben superar. Los retos en investigación y desarrollo incluyen: (1) mejorar la caracterización de la red de fracturas y vúgulos para optimizar la producción (plazo a 2 años), (2) reducir la incertidumbre en modelos geológicos y propiedades dinámicas de yacimientos (plazo a 2 años), y (3) desarrollar capacidades de modelado para representar adecuadamente el comportamiento de fluidos complejos, tales como aceite y gas con alto contenido de H 2 S y CO 2 , emulsiones, espumas, y aceites pesados (plazo a 3 años). Los retos en capacidades de infraestructura incluyen: (1) instalaciones de laboratorio apropiadas para caracterizar propiedades de rocas y fluidos complejos (plazo a 5 años), (2) modelos y algoritmos de simulación confiables, (3) expertos técnicos en caracterización de rocas y fluidos y en modelado de fluidos, (4) acceso a información de campo (incisos 2-4 a un plazo de 2 años), y (5) generar una base de datos nacional con información PVT de aceites (plazo a 10 años). En lo relacionado con la formación de talento, se requiere: (1) seleccionar tópicos relevantes y capacitar técnicamente a candidatos seleccionados para laboratorio, campo y trabajo de computación, (2) realizar alianzas con operadores y universidades para “aprender haciendo”, (3) definir tópicos relevantes y entrenar a personal técnico seleccionado (incisos 1-3 tan pronto como sea posible), y (4) generar becas para estudiantes mexicanos para realizar estudios de posgrado en tópicos relevantes (plazo a 5 años).
Las principales acciones para poder superar los retos mencionados, y atender la prioridad “Implementar, adaptar o desarrollar tecnologías para la caracterización holística de yacimientos”, y poder alcanzar la meta de reducir el riesgo durante las operaciones de producción de hidrocarburos por medio del entendimiento y uso de tecnologías para caracterización de yacimientos, son:
 Facilitar el desarrollo de recurso humano relevante para la industria petrolera. Plazo recomendado: entre 2 y 10 años.
 Facilitar el desarrollo de tecnología por medio de proyectos de investigación. Plazo recomendado: entre 2 y 10 años.
 Facilitar la atención de los requerimientos de infraestructura. Plazo recomendado: entre 2 y 20 años.
 Utilizar los fondos SENER-CONACYT para impulsar la colaboración academia-industria. Plazo recomendado: de inmediato y hasta 20 años.
Atender la presente prioridad se verá reflejado en: 1) Mejorar la caracterización estática del yacimiento, 2) Mejorar la caracterización dinámica del yacimiento, 3) Contar con mejores modelos de simulación del yacimiento, 4) Reducir la incertidumbre en los planes de explotación, 5) Incrementar las reservas, 6) Maximizar el potencial de producción, 7) Incrementar el porcentaje de éxito en la perforación e intervenciones a pozos (reparación, estimulación, sistemas artificiales, etc.), 8) Maximizar la recuperación final y 9) Minimizar la declinación.
La presente prioridad tiene relación con la prioridad CY_1 “desarrollo adecuado de la caracterización y modelado de fracturas naturales y estado de esfuerzos en el subsuelo para mejorar la producción en yacimientos mexicanos”. Lo anterior debido a que la presente prioridad involucra: (1) caracterización geomecánica de rocas fracturadas en celdas triaxiales, (2) caracterización de redes de fracturas y
vúgulos, y (3) caracterización de lutitas; mientras que la prioridad CY_1 involucra: (1) técnicas sísmicas
y geomecánica para realizar la caracterización de fracturas, (2) modelos geomecánicos/geoquímicos
para predecir atributos de fracturas, (3) patrones de fracturas, geomecánica y presión de poro, (4) caracterización de yacimientos considerando diagénesis, y (5) adquisición sísmica de alta resolución.
2.10 PP_1 Optimizar el comportamiento de flujo en el SIP a fin de mantener o incrementar la
En México más del ochenta por ciento de los campos petroleros se clasifican como campos maduros, en los que las instalaciones de producción han quedado sobre dimensionadas y obsoletas, lo cual tiene como consecuencia que los procesos para el manejo, acondicionamiento y transporte de la producción se hayan vuelto ineficientes, lo que ha conducido a la Industria al incumplimiento de las metas de
producción para lograr el crecimiento deseado y por ende a reducir los márgenes de las utilidades netas.
A fin de remediar esta situación para campos maduros y prevenir esta problemática en desarrollos
futuros, se definió como prioridad nacional la optimización del comportamiento de flujo en el sistema yacimiento-pozo y en instalaciones superficiales de producción.
Las instalaciones superficiales y el sistema integral yacimiento-pozo se conforman por el conjunto de elementos (equipos, tuberías y accesorios) que permiten el transporte, manejo y acondicionamiento de los fluidos (aceite, gas y agua) en los sistemas de producción de hidrocarburos. En este sentido, si se logra optimizar el comportamiento de flujo en cada uno de los elementos antes citados, se podrá garantizar el mantenimiento o incluso incremento de la producción de hidrocarburos.
Palabras clave: Optimización, comportamiento de flujo, modelado y simulación, metodologías, tecnología, aseguramiento de flujo, recurso humano.
A fin de mantener la plataforma de producción en cumplimiento con la estrategia energética en materia
de producción de hidrocarburos, es necesario considerar la optimización del comportamiento de flujo en
las instalaciones superficiales de producción y el sistema yacimiento-pozo, con la finalidad de reducir la producción diferida por efecto de paros programados y no programados.
En este contexto, los procesos se deben optimizar a fin de maximizar la producción de hidrocarburos, minimizando la inversión y los costos de operación y mantenimiento, lo cual se puede lograr mediante el correcto diseño, dimensionamiento y operación de los diferentes elementos que integran un sistema de producción. Lo anterior tanto para nuevos sistemas de producción como para los existentes que han quedado en obsolescencia. Un factor primordial para realizar esta compleja tarea, es el conocimiento del comportamiento de flujo de los fluidos que fluyen a través de equipos, tuberías y accesorios, además de contar con las herramientas tecnológicas adecuadas para hacerlo. El comportamiento de flujo dependerá del tipo y características de los fluidos producidos (aceite negro pesado o extrapesado, aceite volátil, gas y condensado, gas húmedo o gas seco, además del agua y las impurezas asociadas a los hidrocarburos producidos), las condiciones de presión y temperatura a las cuales se someten los fluidos de producción durante el transporte desde el fondo del pozo hasta la entrega de los hidrocarburos para su comercialización. Otros factores que determinan el comportamiento de flujo son los equipos dinámicos, estáticos, accesorios (codos, válvulas etc.) y la utilización de productos químicos para el aseguramiento de flujo.
El comportamiento de flujo tiene relación directa con la energía necesaria para que los fluidos de producción lleguen a su destino final, y la optimización del comportamiento de flujo pretende administrar de manera correcta esta energía, a fin de mantener o incrementar la producción de hidrocarburos. La energía puede provenir del propio sistema yacimiento-pozo y/o ser adicionada por medio de energía térmica, química, eléctrica, mecánica o una combinación de las anteriores.
Aunque el análisis del comportamiento de flujo se efectúa de manera integral, considerando el acoplamiento de los tres componentes del sistema integral (yacimiento en la zona vecina al pozo, el pozo y las instalaciones superficiales de producción), esto se realiza utilizando herramientas de computo que consideran régimen estacionario, sin embargo, debido a que las condiciones de flujo que se presentan en la realidad son inestables, se requieren de herramientas de última generación en régimen transitorio, así como criterios de análisis los que en general no son del dominio de los profesionales de la producción de hidrocarburos. Adicionalmente, para el análisis del comportamiento de flujo, se han utilizado criterios simplistas, mismo que para el grado de la problemática que se presenta hoy en día es insuficiente, por lo que los problemas en lugar de ser solucionados, se han acrecentado.
Para garantizar el éxito de esta prioridad es necesario desarrollar nuevas tecnologías e implementar las existentes que sean costo-efectivas, así como metodologías que permitan realizar el modelado integral del sistema yacimiento-pozo con las instalaciones superficiales de producción.
Debido a que las instalaciones y el sistema yacimiento-pozo están integrados por un vasto número de elementos y consideraciones, se identificaron las áreas de oportunidad de mayor relevancia para la mejora en las prácticas de optimización del comportamiento de flujo, las cuales se enuncian a continuación con una breve descripción de la problemática asociada.
 Predicción de propiedades físicas y de transporte de los fluidos producidos (crudo pesado y extrapesado). -Estas propiedades determinan el comportamiento PVT (Presión-Volumen-
Temperatura) de los fluidos producidos (aceite, agua, gas o mezcla) que a su vez es el insumo principal para determinar la infraestructura y servicios auxiliares necesarios que garanticen el transporte desde el pozo hasta los puntos de procesamiento y comercialización de los mismos. De aquí, que se definió como un área de oportunidad el desarrollo de modelos para la predicción de propiedades física y de transporte (viscosidad, tensión interfacial, conductividad térmica y reología del fluido) en especial para crudos pesados y extrapesado.
 Modelado y simulación del sistema integral yacimiento-pozo-instalaciones.- Actualmente, se realiza este tipo de modelado en estado estacionario; sin embargo debido al estado actual de las instalaciones y la complejidad de los nuevos desarrollos petroleros se hace necesario realizar este tipo de simulaciones en régimen transitorio. Esto permitirá estudiar las posibles inestabilidades del sistema lo que redundará en la identificación de problemáticas asociadas a la producción de hidrocarburos y la elaboración de estrategias para mitigarlas.
 Automatización y control.- Aunque existen muchas tecnologías para la automatización y control de los procesos de la industria de la extracción de hidrocarburos, se identificó un área de oportunidad para el desarrollo o implementación de tecnologías compactas y autónomas que puedan instalarse en instalaciones marginales. Además, dichas tecnologías deberán considerar un esquema de protección en contra de actos vandálicos.
 El aseguramiento de flujo mediante la correcta utilización de productos químicos.- Si bien una gran variedad de productos químicos son utilizados comúnmente para el aseguramiento de flujo (reductores de fricción, reductores de viscosidad, inhibidores de sólidos orgánico e inorgánicos, inhibidores de corrosión desemulsificantes, etc.) no existe un protocolo de aplicación a escala industrial y se desconoce en la mayoría de los casos los mecanismos específicos que atacan la problemática para los que son implementados. De igual forma se desconocen los efectos secundarios que estos productos ocasionan aguas abajo, cuando son utilizados solos o en combinación.
 Mejoramiento de la calidad in-situ.- Debido al incremento de la demanda energética en México, la producción de aceite pesado y extrapesado ha incrementado significativamente en las últimas décadas. Una de las principales características de estos aceites es su alta densidad y viscosidad, lo que dificulta su transporte y procesamiento del mismo. Una posible solución a esta problemática es la implementación de tecnologías de mejoramiento de la calidad del crudo in-situ, cuya ventaja principal es que los cambios en sus propiedades físicas y de transporte son permanentes (disminución de la densidad y viscosidad). El objetivo principal es realizar el mejoramiento de crudo en el fondo del pozo o en las instalaciones superficiales próximas al cabezal de recolección, y de esta manera minimizar la problemática asociada al transporte y procesamiento del mismo. Es importante mencionar que aunque existen diversas tecnologías de este tipo en la industria de la transformación de hidrocarburos, es necesario adaptarlas de una manera costo-efectiva a la complejidad que representa la industria de la explotación de hidrocarburos (cargas inestables, salmuera, instalaciones costa fuera etc.).
 Medición de hidrocarburos.-La medición es un factor preponderante para la industria de la explotación de hidrocarburos pues permite controlar y mejorar los procesos de producción, así como elaborar estrategias oportunas que permiten mantener la plataforma de producción de hidrocarburos. Es por lo anterior que se identificó un área de oportunidad para el desarrollo o implementación de sistemas de medición monofásico y multifásico de bajo costo y de dimensiones que se ajusten a lugar de aplicación (en tierra o costa fuera). Estos sistemas de
medición deberán cumplir con la normatividad estipulada por los organismos reguladores de acuerdo al tipo de medición (fiscal, operacional, de referencia o transferencia).
 Identificación de corrientes aportantes (Production Allocation).- La producción de un campo petrolero puede provenir de diferentes pozos o yacimientos pertenecientes a una compañía o un conjunto de compañías que comparten las instalaciones de transporte y procesamiento a fin de reducir su inversión y costos (operación y mantenimiento). Es en este punto donde la identificación de las corrientes aportantes se vuelve extremadamente importante desde un punto de vista técnico y financiero. Hasta antes de la reforma energética existía una sola operadora en México para la extracción de hidrocarburos; sin embargo, con la nueva política energética nuevas compañías se han incorporado a esta actividad y es muy probable que se presenten esquemas de producción compartidos, por lo que será necesario realizar la implementación de tecnologías que permitan identificar el origen y cuantificar las diferentes corrientes aportantes.
 Fabricación de tuberías con materiales no metálicos.- Tradicionalmente las tuberías de conducción de hidrocarburos se han fabricado con materiales metálicos de distintas aleaciones, capaces de resistir tanto las condiciones externas e internas de operación sin comprometer su integridad mecánica. Una desventaja de este tipo de tuberías es que la remoción de las mismas (una vez que la vida productiva de una instalación ha terminado) es económicamente inviable. Esta problemática puede ser resuelta si se considera la utilización de ductos fabricados con materiales no metálicos (poliméricos), que pueden ser reutilizados minimizando los costos de inversión de un proyecto de explotación. Aunque en el mercado ya se encuentran disponibles este tipo de tuberías de conducción, en México aún no existe normatividad que regule su utilización. Además, no existen herramientas que permitan la selección y el diseño de este tipo de tuberías y los protocolos para su remoción oportuna que permitan su reutilización.
 Detección de fugas o tomas clandestinas.- Se identificaron tecnologías y herramientas computacionales para determinar fugas y/o tomas clandestinas; sin embargo, no se conocen ampliamente en la industria de la extracción de hidrocarburos y es necesario dar mayor difusión de estas. Además, se deberá contemplar la masificación de algunas tecnologías ya desarrolladas.
 Confiabilidad e integridad mecánica.- En este sentido es necesaria la formación de recursos humanos con habilidades para el análisis, y elaboración de planes para la confiabilidad e integridad mecánica de los sistemas de producción de hidrocarburos.
 Separación del nitrógeno del gas de producción.- El nitrógeno es utilizado comúnmente como método de recuperación secundaria con el objetivo principal de incrementar el factor de recuperación de un yacimiento, así mismo para el levantamiento artificial de la producción del fondo a la superficie (Bombeo Neumático). El incremento del factor de recuperación se logra mediante la inyección de grandes volúmenes de nitrógeno, cuya finalidad es mantener la presión o minimizar la despresurización del yacimiento. Aunque esto tiene un efecto positivo para la recuperación del aceite, el nitrógeno se difunde en el yacimiento incrementando su concentración en el gas asociado. Este incremento limita la capacidad para su compresión y transporte del gas de producción, reduce su capacidad calorífica e incrementa la complejidad para su posterior procesamiento. Además, reduce la eficiencia de combustión por lo que al ser enviado al quemador, la afectación al medio ambiente se incrementa considerablemente. La problemática es mayor en instalaciones costa fuera, donde comúnmente se cuenta con espacios y capacidad de carga limitada.
 Suministro estable y continuo de energía eléctrica.- El suministro de energía eléctrica es considerado como uno de los servicios auxiliares de mayor importancia en el sistema de producción de hidrocarburos, pues asegura la continuidad operativa de muchos equipos utilizados comúnmente en la industria (bombas, sistemas artificiales de producción, sistemas de control etc.). Es por lo anterior que se identificó como un área de oportunidad la implementación de tecnologías de suministro de energía continua y estable que permita minimizar los paros no programados y en consecuencia evitar producción diferida. Estas tecnologías deberán considerar las condiciones y necesidades particulares de la instalación petrolera (principalmente en tierra, toda vez que costa fuera ya se cuenta con algunas instalaciones que cumplen con este tipo de requerimientos).
 Manejo y disposición de agua en superficie. La producción de agua en campos maduros ha incrementado significativamente y por lo tanto también los requerimiento superficiales para el manejo, tratamiento y disposición de la misma. En casos extremos es necesario cerrar pozos con altos porcentajes de agua, para evitar su invasión total, además de la capacidad limitada para su manejo en superficie, ocasionando producción diferida. En el caso específico del crudo pesado y extrapesado, es necesario diluir con crudo de menor calidad para lograr una separación eficiente de la fase agua y aceite; sin embargo, el pronóstico de producción de crudo ligero en el país va a la baja y no es posible garantizar el suministro del mismo para desarrollos futuros. Una vez que se ha realizado la separación de las fases agua, aceite y gas es necesario realizar procesos de deshidratación y desalado del aceite con el propósito de cumplir con los requerimientos para exportación y/o refinación. Aunque en el mercado existen tecnologías para la separación, deshidratación y desalado de crudo, la mayoría de estas requieren grandes dimensiones y capacidades de carga para su utilización. Este problema se agrava en aplicaciones costa fuera, donde el espacio y capacidad de carga es limitada. Otro problema es la disposición final del agua, pues es necesario realizar un tratamiento previo a fin de ser desechada a un cuerpo receptor (mar) o a pozo letrina.
 Deshidratación y endulzamiento de gas con altas concentraciones de H 2 S y CO 2 .- El manejo y transporte de gas con altas concentraciones de H 2 S y CO 2 incrementa los riesgos tanto en las instalaciones como para personal operativo. Además, limita su utilización como gas combustible para la generación de energía para servicios auxiliares. Esta problemática se agrava aún más si existe presencia de agua, pues acelera la velocidad de corrosión ocasionando daño a equipos, accesorios y tuberías, pudiendo originar fugas que ponen en riesgo mortal al personal operativo. Lo previamente descrito hace necesario el desarrollo o implementación de tecnologías que permitan la deshidratación y endulzamiento del gas a fin de minimizar los riesgos asociados a su manejo y para la conservación de las instalaciones de producción. Dichas tecnologías deberán considerar tanto el procesamiento de las corrientes amargas como la disposición de los residuos generados.
A continuación se muestran las directrices y posibles soluciones a fin de satisfacer los requerimientos de la prioridad nacional. Estas son de carácter enunciativo más no limitativo.
 Generar modelos mejorados para predicción de propiedades físicas y de transporte de los crudos pesados y extra pesados.
 Generar e implementar tecnologías para mejoramiento de flujo de crudos pesados y otros productos químicos aplicables a la producción en el sistema pozo-instalaciones.
 Desarrollar procesos innovadores para el mejoramiento de la calidad de crudos pesados y extra pesados y/o reducción de su viscosidad en instalaciones superficiales o sub superficiales.
 Desarrollar metodologías de escalamiento para la aplicación efectiva de productos químicos utilizados en el tratamiento de la producción.
 Generar interfaces entre los diversos softwares que se utilizan en el modelado del sistema integral de producción (SIP) para realizar modelado integral en régimen estacionario y transitorio.
 Contar con interfaces y suficiencia de software comercial que permitan maximizar el número de optimizaciones del SIP en México.
 Formación de especialistas en programación de interfaces y uso de software comercial para optimización del SIP.
 Investigar y desarrollar tecnologías compactas y autónomas para el monitoreo, control y automatización de pozos e instalaciones en ubicaciones marginales.
 Contar con dispositivos de monitoreo, control y automatización de pozos e instalaciones en ubicaciones marginales, autónomos y compactos, con la finalidad de evitar la sustracción por actos vandálicos.
 Desarrollar una herramienta computacional que permita óptimamente seleccionar, dimensionar o sustituir ductos de materiales metálicos y no metálicos.
 Implementar tecnologías para medir e identificar el origen de corrientes aportantes.
 Considerar la creación de programas de certificación para profesionales especializados en medición y asignaturas de medición en la carrera de ingeniería petrolera.
 Desarrollar nuevas tecnologías para sistemas de medición multifásico compactos y de bajo costo que cumplan con la normatividad estipulada por los organismos reguladores.
 Generar o mejorar herramientas que permitan la detección de fugas con mayor precisión.
 Generar infraestructura para evaluar y masificar tecnologías existentes.
 Complementar los programas de formación de profesionales en el diseño, operación y mantenimiento para su especialización en confiabilidad e integridad mecánica.
 Considerar en las asignaturas de la carrera de ingeniería petrolera temas sobre confiabilidad e integridad mecánica.
 Desarrollar tecnologías compactas y de bajo costo para procesar altos volúmenes de gas con alto contenido de N 2

References: Artículo 28
 Resolución 
 artículo 45
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