Metodologia para mantenimiento y análisis de la producción base en campos maduros

METODOLOGÍA PARA “MANTENIMIENTO Y ANÁLISIS
DE LA PRODUCCIÓN BASE EN CAMPOS MADUROS”
Especialidad: INGENIERÍA PETROLERA
JOSÉ FRANCISCO MARTÍNEZ MENDOZA
DOCTORADO EN INGENIERIA PETROLERA
Fecha de ingreso (28 JUNIO 2016)
Ciudad de México

Metodología para Análisis y Mantenimiento de la Producción Base en Campos Maduros
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Especialidad: Ingeniería Petrolera, Subespecialidad: Ingeniería de Producción
Contenido
Resumen ejecutivo....................................................................................................................2
Palabras clave:..........................................................................................................................2
1 Introducción.........................................................................................................................3
2 Metodología para análisis y mantenimiento de la producción báse en campos
maduros ....................................................................................................................................5
3 Ejemplos de aplicación de la metodología para análisis y mantenimiento de la
producción báse en campos maduros .....................................................................................11
3.1 Limpieza de portaestrangulador. ..................................................................................11
3.2 Inversión de flujo de tubería de producción a tubería de revestimiento.......................13
3.3 Limpieza de tubería de producción con tubería flexible. ............................................15
3.4 Incremento de gas de inyección para disminuir inestabilidad en el sistema de
levantamiento artificial de bombeo neumático...................................................................16
3.5 Inyección ciclica de vapor............................................................................................18
3.6 Limpieza de tubería de producción con tubería flexible y motor de fondo................19
3.7 Inestabilidad de la presión en la tubería de producción, entrada de agua e incremento
de la salinidad con decremento subito de la producción de aceite. ....................................21
3.8 Inestabilidad de la presión en la tubería de producción y entrada de agua. .................22
Conclusiones...........................................................................................................................24
Referencias .............................................................................................................................25
Bibliografía.............................................................................................................................26
Agradecimientos.....................................................................................................................27
Currículum vitae.....................................................................................................................28
Anexos....................................................................................................................................37
I. Sistema integral de producción...................................................................................37
II. Sistemas de levantamiento artificial de producción. ..................................................38

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RESUMEN EJECUTIVO
En este trabajo se presenta una metodología para el análisis y mantenimiento de la
producción base de los Campos Maduros en pozos petroleros que fluyen por la energía del
yacimiento o que requieran del sistema de levantamiento artificial de producción de bombeo
neumático. La metodología es aplicable en pozos de cualquier tipo de aceite: pesado, negro,
volátil, gas y condensado y gas no asociado. Consiste en utilizar la información de las bases
de datos institucionales de producción, valores de presión en diferentes puntos del sistema
integral de producción, datos de temperatura después de los estranguladores de flujo,
características de los fluidos producidos -salinidad del agua de formación, porcentaje de
nitrógeno del gas- valores de gasto de gas inyectado para el sistema artificial, así como la
información de la geometría de las condiciones mecánicas subsuperficiales y superficiales
de los pozos, para generar automáticamente gráficas históricas de las variable mencionadas,
las cuales representan el comportamiento dinámico de los pozos dentro del sistema integral
de producción.
Cruzar la información de estas gráficas permite analizar tendencias a través del tiempo y
diagnosticar si los pozos presentan alguna problemática que tenga como consecuencia que
su producción este siendo afectada y proponer acciones o recomendaciones que lleven a
incrementar o restablecer la producción. Debido a que los datos utilizados fueron obtenidos
durante la vida productiva de los pozos, el diagnóstico que se obtiene es correctivo,
preventivo y concluyente; además que se obtienen comportamientos de curvas que pueden
ser consideradas como “tipo” para identificar problemáticas como obturamiento de flujo de
fluido superficiales y subsuperficiales, surgencia de agua o de fluidos inyectados como el
nitrógeno o de sal, determinar implícitamente daños en el yacimiento, entre otros. Todos
estos datos son utilizados para actualizar automáticamente los análisis nodales y validar
técnicamente las propuestas realizadas. Esta metodología permite con datos de superficie la
selección, diagnóstico y diseño de oportunidades para el mantenimiento de la producción
base, mismas que pueden ir desde acciones inmediatas hasta actividades que sean
programadas a corto plazo. Finalmente se presentan ejemplos de aplicaciones de la
metodología en diferentes pozos de diferentes campos y yacimientos de la Región Sur.
Palabras clave: Campos maduros, análisis del sistema integral de producción, análisis
nodal, sistemas de levantamiento artificial de producción, bombeo neumático, obturamiento
de flujo fluidos, mantenimiento de producción hidrocarburos.

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1 INTRODUCCIÓN.
El ciclo de vida de un yacimiento petrolero inicia con la perforación y terminación de un
pozo exploratorio exitoso, posteriormente y dentro del proceso exploratorio el yacimiento es
delimitado, para determinar el volumen de su reserva y caracterizar el sistema roca-fluidos,
con el objetivo de continuar así con su desarrollo y explotación mediante procesos de
recuperación primaria, sistemas artificiales, recuperación secundaria y recuperación
mejorada hasta llegar a su abandono.
En el desarrollo de un yacimiento se propone con cuantos pozos va a extraer la reserva, que
tipo de pozos se van a perforar, como va a ser su terminación, y que sistemas artificiales
podrán utilizarse. La Administración Moderna de Yacimientos admite y evalúa la necesidad
de implementar procesos de recuperación secundaria y mejorada en la etapa temprana de la
vida del yacimiento para maximizar el valor económico de las reservas.
En México en los últimos años se han aplicado las más modernas tecnologías existentes en
la perforación de los pozos y hay pozos que cuentan con terminaciones especiales para
optimizar y maximizar su producción, así como yacimientos que cuentan con procesos de
recuperación secundaria para mantenimiento de presión inyectando fluidos, tales como agua
en la zona de los acuíferos y nitrógeno en zonas del casquete de gas, y procesos de
recuperación mejorada en donde se modifican las características originales de la roca y/o
fluidos involucrados en el desplazamiento, tales como inyección de vapor para reducir la
viscosidad del aceite en yacimientos de crudo extrapesado, entre otros efectos.
Actualmente en México más del 50% de los yacimientos son “maduros” y se les llama así
porque ya alcanzaron su máxima producción y se encuentran en la etapa de declinación de
su producción y presión, cuentan con sistemas artificiales de producción y varios tienen ya
procesos de recuperación secundaria para el mantenimiento de la presión y otros, muy
pocos, con procesos de recuperación mejorada.
Dadas las condiciones actuales de la reducción del precio de los hidrocarburos a nivel
mundial, se ha vuelto un reto mantener la producción de los campos. PEMEX más que
nunca requiere de invertir los recursos económicos en proyectos e iniciativas donde
agreguen y den valor. Muchos han sido los esfuerzos e inversiones realizados para
incrementar la producción de los yacimientos. La producción de hidrocarburos se divide en
base e incremental, la incremental como su nombre lo dice es toda aquella que se obtiene
como resultado de las perforaciones y terminaciones exitosas, así como de las Reparaciones
Mayores con y sin equipo. La producción base es toda aquella que se obtiene de los pozos ya
perforados y terminados que fluyen por energía propia de los yacimientos o con sistemas
artificiales o que fluyen atribuiblemente a procesos de recuperación secundaria y/o
mejorada. La producción incremental requiere normalmente de inversiones fuertes de capital
que difícilmente los yacimientos maduros la pueden soportar, y más que actualmente en
PEMEX las inversiones se realizan en donde agreguen más valor al negocio y en los
yacimientos maduros de esta forma su principal inversión ésta dirigida al mantenimiento de

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la producción base, es decir limpiezas de aparejos de producción, limpiezas en la cara de la
formación productora, estimulaciones, en la optimización e implementación de sistemas de
levantamiento artificial de producción, optimización de la infraestructura del transporte de
hidrocarburos, es decir eliminando “cuellos de botella” y en la reducción de contrapresiones
dentro del sistema integral de producción. Adicionalmente, se realizan reparaciones mayores
siempre y cuando sean rentables dentro del ámbito de la inversión que manejan este tipo de
yacimientos o Proyectos.
Mucho tiempo se trabajó sobre mejorar la productividad de los pozos en yacimientos
maduros, pero los esfuerzos se enfocaban en realizar estimulaciones, en controles de agua o
gas, en redisparos y/o en cambios de intervalos productores. Era una práctica común que
para poder realizar los análisis del comportamiento de producción de los pozos, los
ingenieros recurrían a diferentes fuentes de información disponibles por diversas áreas tales
como, producción, diseño de instalaciones, diseño de intervenciones con y sin equipo,
yacimientos y caracterización. Si bien se lograba los objetivos, esta práctica implicaba
mucha inversión de tiempo y esfuerzo de una o varias personas, desaprovechando tiempo
que podría haber sido útil para realizar análisis, y con el riesgo latente de tener diferentes
puntos de vista de las diferentes áreas involucradas, generando una ruptura en las relaciones
para un buen trabajo en equipo.
Esta forma de trabajar requería de mucha experiencia para analizar el comportamiento de la
producción mediante la recopilación e integración de la información y en la mayoría de los
casos se enfocaba en realizar un análisis puntual, dejando a un lado las tendencias históricas.
En este trabajo se presenta una metodología para el mantenimiento y análisis de la
producción base y consiste en utilizar la información de las bases de datos de producción,
tales como: presión en diferentes puntos del sistema integral de producción, temperatura
después de los estranguladores de flujo, características de los fluidos producidos, salinidad
del agua de formación, porciento de nitrógeno, gas inyectado para el sistema artificial,
información de la geometría de las condiciones mecánicas subsuperficiales y superficiales
de los pozos, generando automáticamente gráficas históricas, las cuales representan el
comportamiento dinámico de los pozos.
La información de estas gráficas permite analizar tendencias a través del tiempo y
diagnosticar si los pozos presentan alguna problemática que haga que su producción este
siendo afectada y proponer acciones o recomendaciones que lleven a restablecer o
incrementar la producción.
Esta metodología proporciona una forma diferente de analizar los pozos mediante una visión
integral de su productividad, enfocada al incremento y/o mantenimiento de la producción
base. Con esta información se logra identificar de forma oportuna problemáticas
superficiales y/o subsuperficiales así como definir la necesidad de toma de información
adicional.

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2 METODOLOGÍA PARA ANÁLISIS Y MANTENIMIENTO DE LA
PRODUCCIÓN BÁSE EN CAMPOS MADUROS
En esta sección se presenta un procedimiento para el análisis y mantenimiento de la
producción base en campos maduros, considerando el sistema integral de producción de
pozos petroleros, ver Anexo I.
PEMEX durante muchos ha invertido recursos importantes, tanto humanos como
económicos, en el desarrollo de bases de datos que contienen información técnica de
yacimientos, pozos e instalaciones superficiales de producción. Lo valioso de una base de
datos no solo es tenerla sino mantenerla actualizada y que se cuente con equipos de cómputo
y software actualizados para que el acceso a la información sea de una forma rápida y
eficiente.
El punto de partida de este procedimiento fue identificar las bases de datos con las que
contaba PEMEX en la Región Sur, estas bases son las siguientes:
SISRED:
 Contiene los datos reportados de forma oficial, para todos los Activos de Producción
de la Región, tales como aceite, agua, gas, presiones, esto para cada uno de los pozos
reportados como productores de aceite, gas o agua.
 De igual modo contiene las relaciones del Activo-Campo-Batería-Pozo y método de
producción asociado.
 Algunos Activos de Producción de la Región Sur reportan aforos en esta base de
datos.
 Esta base de datos es administrada por Tecnología de Información– Zona Sur.
SNIP:
 Contiene los datos de producción reportada a nivel nacional, normalmente son los
mismos datos disponibles en SISRED, esto en cuanto a los gastos, presiones y pozos
abiertos de forma oficial.
 Esta base de datos es administrada por Tecnología de Información– México.
SICAVHI:
 Contiene los datos reportados de laboratorio, tales como agua, salinidad, etc, para
cada uno de los pozos reportados como productores de aceite, gas o agua.
FINDER:
 Se utilizó inicialmente para obtener datos históricos de producción de pozos que no
se encontraban disponibles en SISRED o en SNIP.
SIOP:
 Contiene la historia de las reparaciones realizadas a los pozos, en su mayoría
reparaciones mayores.
PI:
 Contiene los datos de presión y temperatura reportados por los sensores, siempre que
los servidores de las compañías que reportan, se encuentren sincronizados con PI.

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SISREPO:
 Es una página web, contiene archivos de registros de pozos.
BDI:
 Aforos: mediciones de pozos, individual y en corriente.
 Datos operativos de campo: presiones y datos propios de cada método de
producción.
 Manógrafos: gráficas de manógrafos.
 Cromatografía: datos de cromatografía, N2, y otros gases, por pozo.
 Relevantes: actividades realizadas a los pozos.
 Intervalos: intervalos en metros desarrollados y verticales.
 Desviaciones: datos del registro de desviación del pozo (survey).
 Presiones de fondo: presiones de fondo al nivel medio de los disparos.
 Bombeo mecánico: datos propios del sistema artificial, para los pozos que tienen el
sistema.
 Estados mecánicos: archivos de power point.
Estas bases de datos contienen la mayoría de los datos del comportamiento dinámico del
sistema integral de producción; es decir, yacimiento-pozo-instalaciones superficiales de
producción, y eventos relevantes de actividades realizadas en los pozos. Por lo que si se
integraba toda la información se podría tener el comportamiento de todas las variables
dinámicas de los pozos.
Es importante establecer que para poder realizar el análisis de la información contenida en
las bases de datos, es necesario tener las herramientas y las habilidades necesarias para
llevarlo a cabo. Entre las habilidades más destacadas está la observación, lo que permitirá un
adecuado análisis, de los datos obtenidos. Lo primero es definir e identificar la información
obtenida, saber de qué se trata, cuales son los componentes de dicha información, para así
comprenderla mejor y tener un panorama más amplio y realizar un análisis adecuado.
El análisis de la información es muy importante para realizar un estudio e interpretación
adecuada. La interpretación permite entender y comprender lo esencial de la información
para poder así clasificarla.
Teniendo en cuenta todas las habilidades anteriores y el desarrollo de las mismas en los
estudios y análisis, se puede realizar una valoración de la información obtenida, realizar una
crítica o tener un punto de vista respecto a ella.
Ya habiendo valorado los datos y la información brindada, es posible predecir, un hecho o
fenómeno, con base en dicha información, se puede establecer que puede suceder y realizar
conclusiones, esto es precisamente lo que se logra con la representación gráfica, que se
pueda valorar y predecir que va a ocurrir con las variables que son representadas
gráficamente.

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Los datos contenidos en bases de datos son mucho más fáciles de entender mediante un
gráfico, que en grandes listas de números, considerando que las representaciones gráficas
están correctamente realizadas. Las representaciones ilustran las tendencias y las relaciones
de forma rápida y sencilla. Son una manera eficiente de transmitir la información desde la
base de datos a la mente del analista.
Por lo anterior, se propuso integrar las bases de datos en gráficas multivariables con la
finalidad de que sean de uso común para su análisis y de esta forma proponer acciones para
el mantenimiento de la producción base de los campos maduros.
Lo que se hizo fue generar una plantilla gráfica predefinida, ver Figura 2.1 en donde uno
elige el nombre del pozo a analizar y posteriormente selecciona las variables de interés para
realizar el análisis, y de manera automática se grafiquen los datos contenidos en las bases de
datos mencionadas anteriormente.
Figura 2.1. Plantilla gráfica para análisis de comportamiento de producción base.
Esta plantilla presenta tres partes:
 En la parte superior las variables de presión, diámetros de estrangulador, porciento
de agua y salinidad porque se considera que estas variables se interrelacionan
directamente, es decir cualquier cambio en el diámetro de estrangulador traerá
efectos directos en las presiones y podría tener variaciones en el agua que aporte el
yacimiento y si esto ocurre hay que monitorear su salinidad. El dato de la salinidad
es importante para evaluar el proceso de recuperación secundaria en donde el fluido
que se inyecta es agua con una salinidad inferior a la de los acuíferos, o también
cuando la salinidad aumenta por influencia directa de algún domo salino, entre otras
causas.
 En la parte inferior las variables de gastos de aceite, gas y agua junto con el
porciento mol de nitrógeno, la relación gas líquido y la temperatura. El dato del
Pozo 1

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porciento mol es importante para evaluar el proceso de recuperación secundaria,
cuando el fluido que se inyecta es nitrógeno.
 En parte derecha se encuentran las variables a seleccionar.
El procedimiento de análisis consiste entonces en los siguientes pasos:
1. Seleccionar el pozo a analizar proporcionando su nombre.
2. Elegir el período de la gráfica y del tiempo real.
 Se puede seleccionar el rango de fechas en las que se requiera analizar la información,
últimos tres meses, últimos seis meses, último año, toda la historia o bien
específicamente proporcionar el período de tiempo deseado.
 Seleccionar si los datos serán mostrados por día, por hora o por minuto, esto último es
de utilidad básicamente cuando revisa información específica de tiempo real y hay
interés muy particular en un comportamiento específico. Se recomienda utilizar la
opción “por hora” porque la carga de información podría llevarse mucho tiempo, sobre
todo si el rango de fechas a analizar es grande.
3. Marcar la(s) variable(s) que será(n) analizada(s), ver Figura 2.2.
 Una o más variables pueden ser seleccionadas para graficar, con solo marcar el cuadro
correspondiente que se encuentra del lado derecho de la plantilla.
Figura 2.2. Selección de variables para análisis de producción de pozo

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4. Observar el comportamiento de cada una de las variables
 Sobre la gráfica también se puede observar los eventos relevantes que hay en el rango
de fechas seleccionado, esto es de gran ayuda porque puede apoyar para entender el
comportamiento de los datos a un tiempo en particular.
La observación es una actividad muy importante porque se debe tener claro cuál es el rango
de valores en los que se debe de “mover una variable”, no puede haber valores negativos y
valores fuera de escala, es decir el porciento de agua o mol de nitrógeno no pueden ser
mayores a cien. Se debe de conocer en que rangos se encuentran las presiones y gastos para
cada pozo en particular, esto quiere decir que se tiene que tener conocimiento de cada pozo
que se analice. Posterior a la observación determinar si es necesario “filtrar” información, es
decir algún dato que sea considerado no representativo. Si algún dato no está dentro de los
rangos aceptados simplemente no se toma en cuenta y es descartado, pero si a criterio del
analista no se debe tomar en cuenta es necesario contar con información que respalde esta
decisión. Para esto es útil apoyarse en la base de datos de eventos relevantes.
Una vez que los datos sean graficados y si el analista así lo requiere puede obtenerse un
ajuste lineal para las variables seleccionadas, de acuerdo a toda la serie de datos mostrada o
a un rango de fechas seleccionado.
Sobre la gráfica también se puede observar los eventos relevantes que hay en el rango de
fechas seleccionado, esto es de gran ayuda porque puede apoyar para entender el
comportamiento de los datos a un tiempo en particular
5. Analizar el comportamiento de las variables.
Es aquí es donde se busca encontrar tendencias de una o más variables y determinar si se
trata de un comportamiento “normal” o “anormal, el cual pueda ser explicado por algunas de
las siguientes razones:
 Variaciones en las condiciones de operación del sistema de levantamiento artificial de
bombeo neumático debido a problemas de inestabilidad del mismo, por
represionamiento en la descarga de los motocompresores a boca de pozo, entre otras
causas.
 Represionamiento en líneas de descarga, tuberías de producción, tuberías de
revestimiento, estranguladores, portaestranguladores, conexiones y accesorios
superficiales y/o subsuperficiales, debido a problemas de obturamiento de flujo, entre
otras causas.
 Incrementos en el agua y gas producido por avance de los contactos agua-aceite, gas-
aceite o por canalización a través de fracturas, entre otras causas.
 Incremento en el porciento mol de nitrógeno del gas producido, debido a
canalizaciones del nitrógeno inyectado en el proceso de recuperación secundaria.
 Aumento en la salinidad del agua producida debido a comunicación de pozos vecinos
o porque proviene de algún domo salino, entre otras causas.

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 Cambios súbitos en las producciones de gas o aceite que no correspondan a una
declinación natural.
Cualquier comportamiento de las variables se puede deber a una o más de las razones
anteriores y eso es precisamente lo que se busca al graficar las variables. El análisis
multivariable depende de los conocimientos técnicos y de la experiencia de campo que tenga
él o los analistas, una vez realizado pueden proponerse acciones correctivas o preventivas
para restituir o mantener la producción de hidrocarburos.
Todos los datos graficados tienen una interdependencia debido a que representan el
comportamiento del sistema integral, por ejemplo un cambio en un diámetro de
estrangulador afectará en la presión de la tubería de producción o de la tubería de
revestimiento, variará el gasto de aceite, gas, la temperatura y puede que cambie el porciento
de agua producida y la salinidad. Otro ejemplo, si al analizar los datos de un pozo se tienen
cambios en las presiones o en la producción de aceite o gas sin causa aparente, es necesario
revisar los otros pozos que fluyen a los mismos cabezales o que compartan ductos de
transporte, porque el cambio podría ser a que cambiaron las condiciones de estos, lo cual se
puede deber a que el pozo en análisis fluye en flujo subcrítico.
El análisis de los datos presentados en las gráficas depende de experiencia de campo, de
conocimientos técnicos y de trabajo en equipo. Un electrocardiograma para alguien que no
está preparado para analizarlo no es más que líneas o curvas en un papel milimetrado, pero
para un especialista representa un registro de la actividad eléctrica del corazón y a través del
cual puede diagnosticar problemas tanto cardíacos (infarto de miocardio, arritmias cardiacas,
pericarditis, insuficiencia cardiaca, etcétera.) como no cardiacos (patologías pulmonares,
trastornos como el potasio, el magnesio, el calcio, etcétera) que alteran las corrientes
eléctricas del corazón.
Las “líneas o curvas” solo pueden ser interpretadas correctamente por especialistas y las
gráficas aquí generadas requieren de especialistas de productividad que tengan experiencia y
conocimientos técnicos en condiciones de explotación de yacimientos, en estimulaciones,
limpiezas, sistemas artificiales de producción, teoría sobre el comportamiento de pozos y
manejo de producción en la superficie y conocimiento de la operación de pozos e
instalaciones superficiales de producción, además de trabajo en equipo para interrelacionarse
con especialistas de disciplinas complementarias.

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3 EJEMPLOS DE APLICACIÓN DE LA METODOLOGÍA PARA ANÁLISIS Y
MANTENIMIENTO DE LA PRODUCCIÓN BÁSE EN CAMPOS MADUROS
3.1 Limpieza de Portaestrangulador.
Figura 3.1.1. Represionamiento en línea de descarga y en tubería de revestimiento.
Aplicando el procedimiento descrito en la sección anterior:
1. El pozo a analizar fue seleccionado
2. Se eligió el período mayo de 2014 a mayo de 2016
3. Es un pozo que fluye por energía natural por lo que las variables seleccionadas fueron
el gasto de aceite (Qo Aforo), el gasto de gas (Qgf Aforo), porciento de agua producida
(Agua Lab), las presiones en la tubería de producción (Ptp1), tubería de revestimiento
(Ptr1), línea de descarga (Pld) y el porciento mol de nitrógeno (N2) y este último fue
debido a que el campo en donde se encuentra el pozo está sometido a un proceso de
recuperación secundaria en donde el fluido que se inyecta para el mantenimiento de
presión es el nitrógeno.
4. Se observaron todas las variables y no se encontró ninguna fuera de rango o algo que
hiciera pensar que había algún problema con alguna.
5. Se analizó la tendencia de cada una de las variables, ver Figura 3.1.1 encontrando lo
siguiente:
 El porciento mol de nitrógeno es de 80% lo que es indicativo que el nitrógeno
inyectado ya está canalizado en este pozo, esto es información de gran ayuda para
especialistas de yacimientos dedicados al proceso de recuperación secundaria y de
caracterización de yacimientos.
 Al invertir el flujo de hidrocarburos de la tubería de producción hacia la tubería de
revestimiento se tuvo un incremento en la producción de hidrocarburos de aceite y gas,

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debido a una mayor área de flujo, pero también se incrementó la presión en la línea de
descarga. Se observa una tendencia a incrementar esta presión por lo que se solicitó
revisar la llegada al cabezal de pozos, encontrando que la “Charnela” de la válvula
check estaba caída, al corregir esta problemática operativa la presión bajo
notablemente y con esto la declinación del aceite cambio.
 Posteriormente, se observa que incrementó la presión en la tubería de revestimiento,
aunque no se atendió inmediatamente y la producción de aceite continúo bajando. En
noviembre de 2015 se revisó el bajante después del portaestrangulador, encontrando
que estaba reducido en diámetro por presencia de carbonatos (espesor 4 mm),
procediendo a limpiarse y la producción de aceite incrementó.
Porta estrangulador “limpio” Anillo después de porta estrangulador
“Obstruido”
Válvula de 4” en cuerno
a la línea de descarga de 6”,
(espesor de 4 mm)

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3.2 Inversión de Flujo de Tubería de Producción a Tubería de Revestimiento.
Figura 3.2.1. Declinación de presión en tubería de producción y represionamiento en descarga de
motocompresor.
Aplicando el procedimiento descrito en la sección anterior
2. Se eligió el período octubre de 2014 a mayo de 2016
3. En octubre de 2014 el pozo fluía por energía natural y en abril de 2015 se inicia la
inyección de gas como sistema de levantamiento artificial de bombeo neumático, por lo
que las variables seleccionadas fueron el gasto de aceite (Qo Aforo), el gasto de gas
(Qgf Aforo), el gasto de gas de inyección (Qgi), porciento de agua producida (Agua
Lab), las presiones en la tubería de producción (Ptp1), tubería de revestimiento (Ptr1),
línea de descarga (Pld) y el porciento mol de nitrógeno (N2) y esto último fue debido a
que el campo en donde se encuentra el pozo está sometido a un proceso de recuperación
secundaria; y el fluido que se inyecta para el mantenimiento de presión es el nitrógeno.
siguiente:
inyectado que no se ha canalizado en este pozo, este valor es debido a que el gas
de inyección trae contaminación por nitrógeno.
 De octubre de 2014 a marzo de 2015 la presión de la tubería de producción
disminuyó 8 kg/cm2, por lo que se decidió inyectar gas como un sistema de
levantamiento artificial.
 Se observa que la presión en la descarga del compresor y en la tubería de
revestimiento se incrementan al aumentar el gasto de gas de inyección pero en
forma “anormal”, se encontró y eliminó la restricción en la descarga del
compresor reduciendo la presión. Al incrementar el gasto de inyección
incrementa el gasto de aceite, lo cual es indicativo del buen potencial del pozo,

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por lo que se decide invertir el flujo de la tubería de producción hacia la tubería
de revestimiento obteniendo un incremento “ya estabilizado” en la producción
de aceite de 360 bpd.
 La diferencial de presión entre la tubería de revestimiento y la línea de descarga
fue de 12 kg/cm2 por lo que se solicitó conectar la otra rama del pozo para que
fluya por las dos tuberías de revestimiento simultáneamente. Con esto se tuvo un
incremento de 200 bpd.
Este ejemplo es muy interesante debido a que del análisis descrito la producción base del
pozo logro incrementarse en más del 100% de 812 bpd a 1749 bpd

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3.3 Limpieza de Tubería de Producción con Tubería Flexible.
Figura 3.3.1 Represionamiento en descarga de motocompresor y declinación de la presión en la
tubería de producción con disminución de la producción de aceite.
2. Se eligió el período enero de 2015 a mayo de 2016
3. Es un pozo que fluye con sistema de levantamiento artificial de bombeo neumático, por
lo que las variables seleccionadas fueron el gasto de aceite (Qo Aforo), el gasto de gas
de formación (Qgf Aforo), el gasto de gas de inyección (Qgi), porciento de agua
producida (Agua Lab), las presiones en la tubería de producción (Ptp1), tubería de
revestimiento (Ptr2), descarga de motocompresor (PDesc), línea de descarga (Pld) y el
porciento mol de nitrógeno (N2) y esto último fue debido a que el campo en donde se
encuentra el pozo está sometido a un proceso de recuperación secundaria y el fluido que
se inyecta para el mantenimiento de presión es el nitrógeno.
siguiente:
inyectado no se ha canalizado en este pozo, este valor es debido a que el gas de
inyección trae contaminación por nitrógeno.
 La presión en la descarga del compresor y en la tubería de revestimiento se
incrementó en forma “anormal” durante las tres primeras semanas de octubre
2015, por lo que el portaestrangulador se cambió al encontrarse obstruido con
carbonatos. En las dos primeras semanas de noviembre se volvió a incrementar
la presión pero ahora también disminuyó la presión en la tubería de producción y
en consecuencia disminuyó la producción de aceite, esto es indicativo de que

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había una obstrucción en el interior del pozo. La presión en la tubería de
producción continuó disminuyendo hasta que la producción de aceite del pozo
disminuyó hasta alcanzar un valor de 150 bpd.
Debido a este comportamiento se programó una limpieza con tubería flexible y
posteriormente se restableció la presión en la tubería de producción del pozo, tubería de
revestimiento y en la descarga del compresor, restableciendo la producción de aceite de 350
bpd que se tenía a finales de septiembre de 2015, actualmente la producción de aceite del
pozo es de 850 bpd, es decir se restableció y se tuvo un incremento en la producción de
aceite del 142%.
Los pasos siguientes son tener monitoreado el porciento de agua y regular la cantidad de gas
de inyección para reducir la instabilidad del sistema de levantamiento artificial.
3.4 Incremento de Gas de Inyección para Disminuir Inestabilidad en el Sistema de
Levantamiento Artificial de Bombeo Neumático.
Figura 3.4.1. Intermitencia en la presión de la tubería de revestimiento.
2. Se eligió el período junio de 2015 a mayo de 2016
3. Es un pozo que fluye en forma inversa por el espacio anular con el sistema de
levantamiento artificial de bombeo neumático inyectando el gas por el interior de
la tubería de producción, por lo que las variables seleccionadas fueron el gasto de
aceite (Qo Aforo), el gasto de gas de formación (Qgf Aforo), el gasto de gas de
inyección (Qgi), porciento de agua producida (Agua Lab), las presiones en la
tubería de producción (Ptp1), tubería de revestimiento (Ptr2), descarga de

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motocompresor (PDesc), línea de descarga (Pld) y el porciento mol de nitrógeno
(N2) y esto último fue debido a que el campo en donde se encuentra el pozo está
sometido a un proceso de recuperación secundaria y el fluido que se inyecta para el
mantenimiento de presión es el nitrógeno.
4. Se observaron todas las variables y no se encontró ninguna fuera de rango o algo
que hiciera pensar que había algún problema con alguna.
5. Se analizó la tendencia de cada una de las variables, ver Figura 3.4.1 encontrando
lo siguiente:
 El comportamiento de la presión en la tubería de producción, en la tubería de
revestimiento y el gasto de gas de inyección son variables, lo cual es
característico de un comportamiento inestable del sistema de levantamiento
artificial.
 La diferencial de presión entre la tubería de revestimiento y la línea de descarga
es de casi 5 kg/cm2 y el pozo está fluyendo sin estrangulador, es decir “franco”,
esto significa que hay restricción al flujo.
 Por lo expuesto anteriormente se propuso aumentar la cantidad de gas de
inyección al pozo y abrir la otra rama de la tubería de revestimiento, así el pozo
fluirá por las dos ramas.
 En septiembre de 2015, en el pozo se instaló otro motocompesor para poder
inyectar más de 2.3 mmpcd de gas, que es la capacidad de inyección de un
motocompresor, y se abrió la otra rama de la tubería de revestimiento.
 Se redujo la instabilidad del pozo y la producción de aceite actual se incrementó.
Este ejemplo es muy interesante debido a que del análisis descrito la producción base del
pozo pudo incrementarse en 48% de 780 bpd a 1160 bpd

18
3.5 Inyección Cíclica de Vapor.
Figura 3.5.1. Declinación de gasto de aceite y temperatura.
2. Se eligió el período abril de 2013 a mayo de 2016
3. Es un pozo que produce aceite pesado de 10 °API y cilicamente se le inyecta vapor para
reducir la viscosidad del aceite a nivel de yacimiento y de esta forma pueda fluir desde el
fondo del pozo hasta la superficie, por lo que las variables seleccionadas fueron el gasto
de aceite (Qo Aforo), el gasto de gas de formación (Qgf Aforo), porciento de agua
producida (Agua Lab), las presiones en la tubería de producción (Ptp1), línea de descarga
(Pdesc) y la temperatura (T).
siguiente:
 La temperatura se disminuye después de que se inyecta vapor.
 La producción de aceite declina conforme la temperatura va disminuyendo con
el tiempo.
 Incrementos puntuales de agua una vez que empieza a producir después del ciclo
de inyección de vapor.
 Después de cada ciclo el aceite recuperado es menor.

19
Este ejemplo es muy interesante debido a que del análisis descrito puede programarse un
movimiento de calderas a nivel de campo, lo cual nos permite ser oportunos y minimizar así
las producciones diferidas que pudieran tenerse por espera de calderas.
3.6 Limpieza de Tubería de Producción con Tubería Flexible y Motor de Fondo.
Figura 3.6.1. Represionamiento en la tubería de revestimiento.
2. Se eligió el período agosto de 2015 a mayo de 2016
3. Es un pozo que fluye con el sistema de levantamiento artificial de bombeo neumático
inyectando el gas por el interior de la tubería de producción, por lo que las variables
seleccionadas fueron el gasto de aceite (Qo Aforo), el gasto de gas de formación (Qgf
Aforo), el gasto de gas de inyección (Qgi), porciento de agua producida (Agua Lab), las
presiones en la tubería de producción (Ptp1), tubería de revestimiento (Ptr2), descarga
de motocompresor (PDesc), línea de descarga (Pld) y el porciento mol de nitrógeno
(N2) y esto último fue debido a que el campo en donde se encuentra el pozo está
sometido a un proceso de recuperación secundaria y el fluido que se inyecta para el
mantenimiento de presión es el nitrógeno.
siguiente:

20
 El comportamiento de la presión en la tubería de producción, en la tubería de
revestimiento y el gasto de gas de inyección son variables, lo cual es
característico de un comportamiento inestable del sistema de levantamiento
artificial, esto también es consecuencia del alto porcentaje de agua que produce
el pozo.
 De noviembre de 2015 a abril de 2016 se incrementó la presión de la tubería de
revestimiento hasta 140 kg/cm2 y la presión de la tubería de producción en este
mismo período se incrementó también hasta 100 kg/cm2 pero había períodos en
los que bajaba y subía como si se tapara y destapara.
 A principios de mayo de 2016 se realizó una limpieza con tubería flexible y
motor de fondo en el interior del pozo y repasando a la profundidad del punto de
inyección con un sistema a “chorro” y posterior a esto bajo la presión en la
tubería de revestimiento casi 40 kg/cm2, esta fue una acción preventiva para
evitar que se pudiera llegar a parar el motocompresor por represionamiento y así
se hubieran diferido los 300 bpd que produce el pozo. Actualmente la propuesta
es revisar las conexiones superficiales después del portaestrangulador e
incrementar la inyección de gas para reducir la inestabilidad, pero dando
seguimiento al incremento del agua mediante muestreos continuos.
Este ejemplo es muy interesante debido a que del análisis descrito, la producción base del
pozo se pudo mantener en 300 bpd y no verse diferida por paro del motocompresor al
realizar de manera preventiva una limpieza con tubería flexible.

21
3.7 Inestabilidad de la Presión en la Tubería de Producción, Entrada de Agua e
Incremento de la Salinidad con Decremento Súbito de la Producción de Aceite.
Figura 3.7.1. Intermitencia en la presión de la tubería de producción e incremento de agua y
salinidad.
Figura 3.7.2. Intermitencia en la presión de la tubería de producción e incremento de agua y
salinidad.
Las figuras 3.7.1 y 3.7.2 muestran tendencias muy particulares de dos pozos en donde la
producción de aceite disminuyó en más 6,000 bpd, al revisar las tendencias se observa que
antes de incrementar el agua se tenía un comportamiento inestable en la presión de la tubería
de producción y antes de incrementar la salinidad en más de 350,000 ppm se tuvo avisos de
incrementos graduales de la salinidad del orden de 30,000 ppm a 100,000 ppm y no se hizo
caso de esto. Esto mismo ocurrió en varios pozos del mismo campo y no se supo interpretar
lo que las tendencias nos decían y lamentablemente se perdió esta producción de aceite, la

22
acción sugerida era haber estrangulado aunque disminuyera la producción, pero se hubiera
prolongado la vida productiva de los pozos.
3.8 Inestabilidad de la Presión en la Tubería de Producción y Entrada de Agua.
Figura 3.8.1. Incremento de agua declinación de la presión en la tubería de producción.
En la figura 3.8.1 la tendencia de la presión muestra que hay una ligera inestabilidad en la
presión pero estaba declinando muy “rápido” en poco tiempo, del orden de 2 kg/cm2
por
mes, la producción de 900 bpd era alta considerando que es un yacimiento de la Era del
Terciario, en octubre de 2014 el pozo incremento su producción a más del doble y el
comportamiento inestable de la presión fue en aumento cada vez, hasta que en mayo del
2016 irrumpió el agua ya sin poder detenerla.
Figura 3.8.2. Incremento de agua declinación de la presión en la tubería de producción.

23
En este caso al inicio de la explotación la declinación en la presión era aproximadamente de
1 kg/cm2
, ver Figura 3.8.2. Sin embargo, en octubre de 2015 el pozo incrementó su
producción ampliando el estrangulador, a pesar de que el comportamiento en la presión era
ligeramente inestable. La declinación en la presión incrementó notablemente y en diciembre
de 2014 irrumpió el agua ya sin poder detenerla.
En mayo de 2016 se realizó una reparación mayor para cambio de intervalo productor,
quince días aproximadamente controlamos la presión y para incrementar la producción se
amplió el diámetro de estrangulador, la inestabilidad de la presión aumentó así como su
declinación, en diciembre de 2015 el agua apareció y ya no pudo detenerse.
En este ejemplo se presenta nuevamente como en dos pozos de un campo de la Era del
Terciario la presión nos avisó que vendría el agua y no se hizo caso oportunamente y
lamentablemente, la producción declinó muy rápidamente.

24
CONCLUSIONES.
La metodología presentada en este trabajo muestra como analizar y mantener la producción
base de hidrocarburos de cualquier campo maduro en México. Es de aplicación general
dentro del ámbito de toda la Región Sur de PEMEX debido a que se utilizaron las bases de
datos institucionales. Hoy en día, debido a la crisis del precio del barril de crudo es
fundamental aplicar todos los conocimientos de ingeniería y experiencia con que cuentan los
especialistas de productividad, además de aprovechar la información de las bases de datos
que le han costado muchos recursos económicos y humanos a la empresa.
Muchos campos maduros todavía tienen una gran cantidad de hidrocarburos que pueden
extraerse, y aquí se presenta como mediante el procedimiento expuesto se ha logrado
incorporar más de cinco mil barriles en Campos de la Región Sur, lo que representa del 15 al
20 % de su producción al inicio de la aplicación de esta metodología.
En los ejemplos de aplicación se detectaron problemáticas operativas y áreas de oportunidad
para incrementar la producción, mediante una serie de actividades tales como: limpiezas del
aparejo de producción, cambios de portaestranguladores, modificación de conexiones
superficiales, incremento del gasto de inyección del sistema artificial de bombeo neumático
para reducir la instabilidad de los pozos, se lograron acciones preventivas, realizando
limpieza en orificio de inyección de gas para evitar que dejara de operar el motocompresor y
con eso diferir producción de aceite, también se pudo programar oportunamente los ciclos de
inyección de vapor una vez que la temperatura de flujo fue disminuyendo. También se
presenta como esta herramienta puede ser utilizada de manera predictiva para tomar
acciones antes de que la producción de aceite disminuya drásticamente. En cuatro pozos se
mostró como la presión nos estaba avisando que el agua iba a irrumpir e incluso la salinidad
en dos de ellos también nos avisaba que se incrementaría y no se tomaron las acciones
correspondientes, es como si el electrocardiograma nos estaba diciendo que estábamos
propensos a sufrir un ataque cardiaco y no hicimos nada.
En este trabajo se presenta una metodología muy efectiva y confiable debido a los resultados
obtenidos, por lo que aplicándola correctamente permitiría ahorrar muchos recursos y evitar
reducciones de la producción base, ya que las propuestas que se obtengan son resultado del
comportamiento integral de producción. Como sabemos más del 50% de los campos en
México son maduros y al aplicar esta metodología se podría incrementar la producción al
menos entre el 5% y el 10% de estos campos.

25
REFERENCIAS.
 Beggs, H. D., “Production Optimization Using Nodal Analysis”, Tulsa, OK.,
Oil and Gas Consultants International, Inc. Enero 1991.
 Brill J. P., y Beggs, H. D., “Two-Phase Flow in Pipes”, Universidad de Tulsa,
Sexta edición, quinta impresión, Enero 1998.
 Clegg, J. D., Bucaram, S.M. y Hein N. W., “New Recommendations and
Comparisons for Artificial Lift Method Selection”, JPT, 1128, Diciembre
1993.
 Gould, L. T., “Compositional Two-Phase Flow in Pilpelines”, JPT, marzo
(1982), pp 373-384.
 Estrada Sinco., C.A., Ancona Albor, M. A., “Efectos de la Inyección de
Nitrógeno”. Revista de Ingeniería Petrolera Vol. LIV No.9 septiembre, 2014.
 Fong Aguilar, J.L., Villavicencio Pino, A.E., Pérez Herrera, Rl, Flamenco
López, F.J., “Proyecto Integral Complejo Antonio J. Bermúdez”, Trabajo
presentado en el cuarto E_Exitep 2005, efectuado del 20 al 23 de febrero de
2005 en Veracruz, Ver., México.
 Lea, J. F., “Artificial Lift Selection”, Texas Tech University.
 Martínez Mendoza, J.F., Carranza B. L., “Optimización del Sistema Integral de
Producción Campo Jujo-Tecominoacan”, Trabajo presentado en el XXXIV
congreso de la Asociación de Ingenieros Petroleros de México (AIPM)
realizado en Oaxaca, Oax. Abril de 1996. Revista de Ingeniería Petrolera de la
AIPM Vol. XXXVI No.8 agosto, 1996.
 Prado, P., y Brarda M., “Optimization of a Mature Oil Field by Changing
Lifting System“, SPE 69514.
 ROS, N.C., “Analysis of Critical Simultaneous Gas/liquid Flow Through a
Restriction and its Application to Flow metering ”.Appl .Sciences Res., Sec. A.
(1960).

26
BIBLIOGRAFIA.
 Brown, K. (1980). The Technology of Artificial Lift Methods, Vol. 2b.
Oklahoma: University of Tulsa.
 Fleshman, R., & Harryson, O. L. (1999). Artificial Lift for High-Volume
Production. Oilfield Review.
 Gómez Cabrera, J.A., “Producción de Pozos I”, Facultad de Ingeniería,
UNAM, México, 1985.
 Lucero Aranda, F. (2011). Sistemas Artificiales de Producción. Facultad de
Ingeniería: UNAM.
 Ortega Gonzales, G., “Mantenimiento de Presión y Bombeo Neumático, la
Mejor Alternativa para Explotar las Reservas del Complejo Cantarell”,
Artículo presentado en la Conferencia Anual de la Asociación de Ingenieros
Petroleros de México, AIPM, 1998.

27
AGRADECIMIENTOS.
Quiero agradecer a la Academia de Ingeniería por la oportunidad que me otorga de formar
parte de este grupo selecto de profesionales y académicos de las diferentes ramas de la
ingeniería en México. De igual forma agradezco a Petróleos Mexicanos por todo el soporte
que me ha dado para mi desarrollo profesional y representa un orgullo y un reto poder
contribuir con trabajos técnicos que ayuden a esta gran empresa.

28
CURRÍCULUM VITAE
Nombre: José Francisco Martínez Mendoza
Estudios Profesionales:
Licenciatura: Ingeniería Petrolera. Universidad Nacional Autónoma de
México (UNAM). México, D.F. 1986.
Maestría: Ingeniería Petrolera. Universidad Nacional Autónoma de
México (UNAM). México D.F. 1992.
Doctorado: en Ingeniería Petrolera. Universidad Nacional Autónoma de
México (UNAM). México, D.F. 2001.
Distinciones:
 Mejor trabajo calificado en las Jornadas Técnicas de la Asociación de Ingenieros
Petroleros de México realizadas en Villahermosa, Tabasco en 2015 con el artículo
“Presente y Futuro del Bombeo Electrocentrífugo en el Activo de Producción Samaria
Luna de la Región Sur”
 Mejor trabajo calificado en la especialidad de producción en las Jornadas Técnicas de la
Asociación de Ingenieros Petroleros de México realizadas en Villahermosa, Tabasco en
2007 con el artículo “Optimización del Proceso y Transporte del Activo Integral Samaria-
Luna”
 Mejor trabajo en la especialidad de producción en las Jornadas Técnicas de la Asociación
de Ingenieros Petroleros de México realizadas en Villahermosa, Tabasco en 2006 con el
artículo “Recomendaciones prácticas para la identificación de problemas en el Diseño,
Instalación y Operación del Sistema Artificial de Producción por Bombeo
electrocentrífugo (BEC)”
 Mejor trabajo en la especialidad de Producción en las Jornadas Técnicas de la Asociación
de Ingenieros Petroleros de México realizadas en Villahermosa, Tabasco en 2005 con la
presentación: “Selección del Sistema Artificial de Producción para Pozos de Alta y Baja
Productividad”.
 Primer lugar en las Jornadas Técnicas de la Asociación de Ingenieros Petroleros de
México realizadas en Villahermosa, Tabasco en 2004 con el artículo: “Tablas hidráulicas:
Representación del Comportamiento del Sistema de Producción”.
 Premio “Juan Hefferan” que se otorga al mejor trabajo teórico desarrollado en materia de
ingeniería: “Modelo para el comportamiento de flujo a través de una bomba
electrocentrífuga” otorgado por la Asociación de Ingenieros Petroleros de México.
Trabajo presentado en el programa técnico del LXI Congreso Nacional León 2003. Abril
2004

29
 Primer lugar en las Jornadas Técnicas de la Asociación de Ingenieros Petroleros de
México realizadas en Villahermosa, Tabasco en 1996 con el artículo: “Sitio Grande 801:
Incremento de Producción por Estimulación en un Pozo con alto Corte de Agua”.
Experiencia Profesional:
2015 julio – 2016 mayo. Activo de Producción Samaria Luna
Líder de proyecto Complejo Antonio J. Bermúdez (N-41)
 Encargado del despacho de la Administración del Activo en cuatro ocasiones.
 Impulsa el desarrollo del Proyecto de Bombeo Electrocentrífugo, en pozos del mesozoico,
realizando mejoras que impactan en el tiempo de vida del sistema.
 Optimización de pozos eliminando cuellos de botella, contrapresiones en el sistema de
transporte, inversiones de flujo y estabilización de pozos de bombeo neumático
incorporando 5300 barriles para el mantenimiento de la producción base, de septiembre a
noviembre de 2015.
 Optimización del Sistema Integral de Monitoreo Diagnostico y Optimización de la
Operación de Pozos (SIMDOOP) para el mantenimiento y detección de oportunidades
para incremento de la producción base. Incrementos de producción de 1200 bpd de mayo
a junio de 2016
2013-2014 Activo de Producción Macuspana Muspac
Líder de proyecto Cactus Sitio-Grande (N-41)
 Encargado del despacho de la Administración del Activo en varias ocasiones.
 Responsable del desarrollo del campo Artesa Terciario, llevándolo de 3200 a 14500 bpd
 Responsable del primer pozo estratégico en el Activo para el campo Artesa Terciario y se
propuso la aceleración del desarrollo del campo mediante la perforación de dos equipos
integrales.
 Incrementó la producción de los campos, Sitio Grande, y Teotleco mediante reparaciones
mayores.
 Impulsó y soportó el desarrollo del Proyecto del Modelo Integrado de Activo (MIA) para
el desarrollo integral del campo Artesa Terciario, considerando desde el modelo estático
hasta el modelo económico en forma integral, planteando y proponiendo la explotación en
el tiempo mediante plataformas de producción, incluyendo la selección del sistema
artificial de producción más adecuado y escenarios de sistemas de mantenimiento de
presión y sistemas de recuperación mejorada.
 Responsable del grupo de especialistas de explotación del APMM, se cambió la estrategia
de trabajo delegando la responsabilidad de las reparaciones mayores al área de
yacimientos y al área de productividad encargarse del mantenimiento de la producción
base mediante reparaciones menores, estimulaciones y optimización de sistemas
artificiales.

30
 Impulsó la toma de información de pruebas de presión-producción para tomas de
decisiones de administración del yacimiento y cumplimiento de la producción base.
 Propuso la reactivación de la instalación de bombeo electrocentrifugo en el campo
Gaucho e impulsó la instalación del sistema de bombeo hidráulico en pozos del campo
Artesa Terciario.
 Formó con apoyo de la Subdirección de la Región Sur grupo multidisciplinario para
proponer soluciones a la problemática de sal del campo Teotleco.
2008-2013 Activo Integral Veracruz Región Norte (N-41)
Coordinador Grupo Multidisciplinario Diseño de Proyectos
 Encargado del despacho de la Administración del Activo en varias ocasiones.
 Responsable del desarrollo del campo Cauchi en un período de 14 meses desde que se
terminó el pozo exploratorio hasta que se puso en explotación el campo, con una
producción de 140 mmpcd.
 Responsable de reactivar el campo Angostura incrementando la producción de aceite en
un 300%
 Impulso el desarrollo de los sistemas PIOP y MIA para el desarrollo integral de los
campos considerando desde los modelos estáticos hasta los modelos económicos en forma
integral, planteando y proponiendo la explotación en el tiempo mediante plataformas de
producción.
 Impulso la perforación de pozos estratégicos con 100% de éxito.
 Lideró el proyecto del centro de monitoreo a tiempo real del AIV para monitorear los
pozos desde el yacimiento hasta los puntos de venta. Este es el primer centro a nivel
nacional que considera en forma integral a los grupos de productividad para analizar la
información y realizar propuestos para la reducción del factor de declinación de los
yacimientos.
 Lideró el proyecto de instalar por primera vez compresores a boca de pozo en el AIV.
2008 enero/julio Gerencia de Dictamen de Proyectos STE México (N-39)
 Líder Especialista de Producción
 Responsable de Dictaminar los proyectos de la Región Marina y participar como
especialista de producción en el dictamen de proyectos de la Región Sur.
 Elaborar las recomendaciones a los proyectos después de realizar los dictámenes.
2003-2007 Gerencia de Sistemas de Producción SEDE Villahermosa (N-39)
 Subgerencia de Sistemas Artificiales de Producción. Líder especialista de Producción
 Responsable de la elaboración del proyecto “Actualización y Optimización del Proceso y
Transporte de Hidrocarburos del Activo Integral Samaria-Luna” de la Región Sur. El
proyecto abarco, realización de análisis nodales, análisis de estudios existentes de PVT de
los fluidos, análisis de condiciones de explotación del yacimiento, simulación en aceite

31
negro y composicional desde el yacimiento hasta las instalaciones de producción, realizar
recomendaciones en la componente de producción para maximizar la producción del
campo.
 Responsable de la elaboración del proyecto “Actualización y Optimización del Sistema
Integral de Producción del Sector Gas Seco del Activo Integral Veracruz”. El proyecto
contempla, realización de análisis nodales, análisis de estudios existentes de PVT de los
fluidos, análisis de condiciones de explotación del yacimiento, simulación composicional
desde el yacimiento hasta las instalaciones de producción, realizar recomendaciones en la
componente de producción y explotación del yacimiento para maximizar la producción
del campo.
 Participación en la elaboración de las bases de usuario para el contrato regional de
Sistemas Artificiales, licitación pública internacional, en la Región Sur.
 Responsable de la elaboración del proyecto “Actualización y Optimización del Sistema
Integral de Producción del Sector Gas Húmedo Amargo del Activo Integral Veracruz”. El
proyecto abarco, realización de análisis nodales, simulación en aceite negro y
composicional desde el yacimiento hasta las instalaciones de producción, realizar
recomendaciones en la componente de producción para maximizar la producción del
campo.
 Par en el área de Ingeniería de Producción de Pozos del Proyecto Integral Complejo
Antonio J. Bermúdez. Lineamientos y propuestas en la componente de producción y
yacimientos para apoyar la documentación del proyecto (2006, 2007)
 Par en el área de Ingeniería de Producción de Pozos en los Proyectos del Activo Integral
Litoral de Tabasco. Lineamientos y propuestas en la componente de producción y
yacimientos para apoyar la documentación del proyecto (2006, 2007)
 Responsable de la elaboración del proyecto “Optimización del Proceso y Transporte de
Hidrocarburos del Activo Integral Samaria-Luna” de la Región Sur. El proyecto abarco,
elaboración de análisis nodales, análisis de estudios existentes de PVT de los fluidos,
análisis de productividad de los pozos, análisis de condiciones de explotación del
yacimiento, simulación en aceite negro y composicional desde el yacimiento hasta las
instalaciones de producción, realizar recomendaciones en la componente de producción
para maximizar la producción del campo. de Diciembre 2006
 Responsable de la elaboración del proyecto “Estudio Exhaustivo de las Experiencias
Tenidas en la Aplicación del Sistema de Bombeo Electrocentrífugo (BEC) en Pozos del
Activo Integral Abkatun Pol Chuc (AIAPCH) de la Región Marina Suroeste”. El proyecto
abarcó análisis de productividad de los pozos, análisis de condiciones de explotación del
yacimiento, validación de análisis PVT y propuesta de lineamientos y procedimientos en
la componente de producción y yacimientos para tener éxito en aplicaciones futuras de
BEC. mayo de 2006
 Responsable de elaborar estudio de “Evaluación Técnica y Económica de los Sistemas
Artificiales de BEC y BN en los yacimientos Maloob y Zaap Brecha del Activo Integral
Ku-Maloob-Zaap”. octubre de 2005

32
 Participación en la operación del Sistema Artificial de Bombeo Electrocentrífugo (BEC),
en Pozos Exploratorios de Crudo Extrapesado en pozos del Activo Integral Ku-Maloob-
Zaap.
 Responsable de realizar diseños de sistemas artificiales de Bombeo Electrocentrífugo,
Bombeo Neumático y análisis nodales en pozos de la Región Marina Noreste y Región
Marina Noroeste.
 Análisis de redes de distribución y transporte considerando pozos y líneas superficiales en
campos de la Región Sur y Región Norte.
2001-2003 Programa Estratégico de Gas Región Sur 2002 (N-39)
Encargado del área de producción de pozos
 Responsable de realizar análisis integrales del sistema de producción (yacimiento, tubería
de producción, estrangulador, tubería superficial) en pozos de gas y gas y condensado.
Lineamientos y propuestas en la componente de producción y para apoyar la
documentación de los proyectos.
 Participación en el grupo multidisciplinario Lankahuasa, ubicado en Poza Rica, Ver., para
el diseño de los aparejos de producción y estranguladores en los pozos del campo. Así
como, en los pronósticos de producción del campo mediante análisis nodales y
elaboración de programas para pruebas de presión-producción con equipo de medición
portátil en superficie y sondas de presión en el interior del pozo.
 Asesoría al activo de producción Muspac para la revisión del estudio de redes
superficiales y análisis nodales realizados por la compañía Edinburgh Petroleum Services.
 Análisis de sistema integral propuesto del campo Costero. Así como, Análisis nodal y
elaboración de tablas hidráulicas para pozo Costero1 perteneciente al activo Chilapilla.
 Elaboración de tablas hidráulicas en pozos del campo Paredón de la Región Sur y del
campo Lankahuasa de la Región Norte para la simulación numérica de estos campos.
 Elaboración de software para interpretación y análisis de registros continuos de presión-
temperatura, con sonda de alta resolución.
 Elaboración de software para determinar en forma gráfica el diámetro óptimo de tubería
de producción para pozos que producen gas seco.
 Desarrollo de programas de flujo multifásico en tuberías y estranguladores utilizando
correlaciones empíricas y modelos mecanísticos.
 Análisis de registros de presión-temperatura para la detección de anomalías de flujo en la
tubería de producción (entrada de gas, agua, roturas, flujo por detrás de las tuberías de
revestimiento, etc.)
 Evaluación técnica de los softwares comerciales Pipesim 2000, Flosystem en sus
procedimientos de cálculo de caídas de presión en tuberías, estranguladores, IPR’s,
algoritmos de cálculo de temperatura.
 Elaboración de metodología para realizar análisis nodales en cualquier campo.
 Elaboración de tablas hidráulicas composicionales utilizando el software PIPESIM 2000.

33
1995–1997 Grupo Sitio Grande Región Sur
Encargado de diseño de pozos e instalaciones superficiales
 Análisis de factibilidad técnico para la implantación del sistema artificial de bombeo
neumático, bombeo electrocentrífugo en pozos del campo Sitio Grande.
 Diseño de pruebas de sarta de velocidad en pozos del campo Níspero.
 Estudio de las condiciones de explotación del yacimiento Sitio Grande. Entre los
resultados más importantes, se cerró la planta de inyección de agua y se propuso inyectar
en forma periódica. Se estimuló el sitio grande 801, un pozo con alto corte de agua, y se
cambió de intervalo el sitio grande 1021. Estas propuestas dieron un incremento de
producción de más de 3000 bpd.
 Elaboración de análisis nodales en pozos del campo Sitio Grande, Carmito, Artesa,
Secadero y Agave.
 Análisis de los pozos en forma integral desde el yacimiento hasta la batería de separación,
incluyendo estranguladores y presiones de separación en el campo Sitio Grande.
 Determinación del comportamiento de las presiones de fondo cerrado y fluyente de los
pozos utilizando una técnica propia, la cual permitió determinar si los pozos tienen una
declinación natural, están dañados o se tiene entrada de agua del yacimiento.
 Análisis de registros de temperatura para determinar roturas en las tuberías y evaluar si se
tiene aportación de fluidos a través de una zona diferente a los intervalos disparados.
 Elaboración de tablas hidráulicas en Denver, Colorado para el estudio integral del campo
Cactus con la compañía Scientific Software- Intercomp, Inc.
 Análisis nodales de los pozos del campo Artesa considerando la inyección de CO2.
 Asesoría a grupo Muspac, Cáctus y Samaria en la evaluación e interpretación de registros
de temperatura.
1995 Oct.-Dic.Grupo de pozos cerrados Región Sur
Encargado de realizar análisis nodales
 Participación en grupo que formó la región sur para realizar análisis nodales en pozos de
Cárdenas, Agua Dulce y Reforma.
1994–1995 Grupo multidisciplinario Jujo-Tecominoacán Región Sur
Encargado de diseño de pozos e instalaciones superficiales
 Elaboración de análisis nodales y tablas hidráulicas.
 Análisis de los pozos en forma integral desde el yacimiento hasta la batería de separación,
considerando estranguladores y presiones de separación.
 Estudio de factibilidad técnica sobre la implantación de sistemas artificiales de bombeo
hidráulico, bombeo neumático y bombeo electrocentrífugo en pozos representativos del
campo.
 Análisis del comportamiento de flujo de las tuberías superficiales del campo en forma de
red.

34
 Evaluación técnica exhaustiva de los simuladores de flujo multifásico Pipesim, de la
compañía Baker Jardín, y Mulfas, del Instituto Mexicano del Petróleo, que concluyó en
modificaciones a estos softwares y reconocimiento de estas compañías por el aporte
proporcionado.
 Determinación del comportamiento de las presiones de fondo cerrado y fluyente de los
pozos utilizando una técnica propia, la cual permitió determinar si los pozos tienen una
declinación natural, están dañados o se tiene entrada de agua del yacimiento.
 Análisis de registros de temperatura para determinar roturas en las tuberías y evaluar si se
tiene aportación de fluidos a través de una zona diferente a los intervalos disparados.
1992–1994 Departamento de Producción Villahermosa, Tab.
 Elaboración de análisis nodales para distintos pozos del Distrito Villahermosa, abarcando
los campos Samaria, Iride, Paredón, Cárdenas, Pijije y Caparroso entre otros.
 Elaboración del primer estudio que se realizó en el distrito Villahermosa, de cálculo de
caídas de presión en tuberías de escurrimiento, utilizando el simulador de flujo
multifásico Pipephase en pozos de Samaria y Muspac.
 Realización de diseños de aparejos de bombeo neumático en pozos de Samaria, Iride.
 Realización de bases de usuario para tuberías de descarga de pozos de Samaria, Iride,
Muspac.
 Participé en el diseño de instalaciones del campo Secadero, Gaucho y Muspac
(separadores, enfriadores, bombas centrífugas, diámetro de líneas de escurrimiento).
 Cálculo de las constantes de placas de orificio de la batería Samaria II.
 Participación en las pruebas que se hicieron del primer equipo de medición de flujo
multifásico, Wellcomp, en la región sur que se instaló en la batería de Samaria II.
1989–1990 Departamento de Producción Villahermosa, Tab.
 Encargado operativo de los campos Luna, Pijije, Caparroso y Escarbado.
 Realizar mediciones con equipo portátil de medición a boca de pozo en alta y baja
presión. Analizando las pruebas, para obtener la curva del índice de productividad y el
comportamiento de los pozos por diferentes estranguladores.
1988–1989 Curso de 1 año Villahermosa, Tab.
 En 1988 ingresé a PEMEX a través de un curso que otorgó la empresa a 10 estudiantes de
la Universidad Nacional Autónoma de México y el Instituto Politécnico Nacional.
Durante un año, como parte del curso, estuve en capacitación en las áreas técnicas y
operativas de los departamentos de Reparación y Terminación de Pozos, Producción,
Petroleros, Perforación y Yacimientos.

35
Actividades Científicas y/o Tecnológicas:
Artículos:
 “Presente y Futuro del Bombeo Electrocentrífugo en el Activo de Producción Samaria
Luna de la Región Sur”. Jornadas técnicas 2015, Asociación de Ingenieros Petroleros de
México realizado en Villahermosa, Tabasco. Noviembre 2015.
 “Artesa un Gigante que despierta de la era del Terciario”. Congreso Mexicano del
Petróleo en realizado en México, D.F., Junio 2015.
 “Modelo Integrado de Activo, caso de estudio Activo Veracruz”, Mónaco marzo 2012.
 “Monitoreo de variables operativas de pozos e instalaciones de procesos del Activo
Integral Veracruz”, Congreso Mexicano del Petróleo 2012, México D.F.
 “Mejorador de Flujo LOG-NR 100 una alternativa para el mejoramiento de la
productividad de crudos pesados en el Campo Angostura”. Congreso Mexicano del
Petróleo en realizado en México, D.F., Septiembre 2012.
 “Recomendaciones prácticas para la identificación de problemas en el Diseño, Instalación
y Operación del Sistema Artificial de Producción por Bombeo electrocentrífugo (BEC)”.
Segundo Congreso Internacional del Petróleo en México realizado en Boca del Río, Ver
Junio 2007.
 “Recuperación de Condensados mediante un Sistema de Enfriamiento en el Gas en las
Instalaciones Superficiales de Producción del Activo Integral Samaria-Luna”. Segundo
Congreso Internacional del Petróleo en México realizado en Boca del Río, Ver Junio
2007.
 “Modelo Matemático para el Comportamiento de Flujo a través de una Bomba
Electrocentrífuga”. LXI Congreso Nacional de la Asociación de Ingenieros Petroleros de
México realizado en León, Guanajuato abril 2003.
 “Modelo Matemático para el comportamiento de flujo a través de los Impulsores y
Difusores de una Bomba Electrocentrífuga”. Congreso Nacional de la Asociación de
Ingenieros Petroleros de México realizado en Villahermosa, Tabasco en 2001.
 “Optimización de las instalaciones superficiales y subsupeficiales del campo Jujo-
Tecominoacán”. Congreso Nacional de la Asociación de Ingenieros Petroleros de México
realizado en Oaxaca en 1996.
 “Sitio Grande 801: Incremento de Producción por Estimulación en un Pozo con alto Corte
de Agua”. Jornadas Técnicas de la Asociación de Ingenieros Petroleros de México
realizadas en Villahermosa, Tabasco en 1996.
 “Secadero1: Incorporación de la Producción de un Pozo Cerrado con Alto Índice de
Productividad Mediante Separación Remota y Bombeo Superficial”. Jornadas Técnicas de
la Asociación de Ingenieros Petroleros de México realizadas en Villahermosa, Tabasco en
1996

36
Organizaciones en la que soy miembro:
 Asociación de Ingenieros Petroleros de México (A.I.P.M.)
 Colegio de Ingenieros Petroleros de México (C.I.P.M.)
 Red de Sistemas Artificiales de Producción de PEP

37
Anexos.
I. Sistema integral de producción.
Sistema Integral de producción
Los principales componentes del Sistema integral de producción son los siguientes:
1. Yacimiento
2. Fondo del pozo
3. Superficie del pozo
4. Estrangulador superficial
5. Cabezal de recolección de pozos
6. Separador
El Sistema integral de producción está conformado por los componentes anteriores y puede
incluir uno o varios pozos.

38
II. Sistemas de levantamiento artificial de producción.
Un sistema de levantamiento artificial de producción (SAP) es instalado cuando la presión
en el yacimiento no es suficiente para elevar los fluidos producidos hasta la superficie,
llegando al punto donde el pozo produce un gasto económicamente rentable. Los SAP son
equipos que aportan energía a los fluidos producidos por el yacimiento, esta operación se
realiza para ayudar a vencer las caídas de presión en el sistema integral de producción, de tal
forma que los fluidos puedan llegar a superficie y pasar por el estrangulador.
Dentro de este concepto de sistema artificial de producción hay métodos que pueden
clasificarse como tal, estos métodos son los siguientes:
 Bombeo Neumático
 Bombeo Mecánico
 Bombeo Hidráulico
 Bombeo Electrocentrífugo
 Bombeo de Cavidades Progresivas
 Embolo Viajero
 Sistemas Híbridos
Bombeo Neumático (BN), consiste en inyectar gas a alta presión con la finalidad de aligerar
la columna de fluidos, reduciendo la presión de fondo del pozo, Pwf.
Hay dos tipos de bombeo neumático
1. Bombeo neumático continuo
2. Bombeo neumático intermitente
Bombeo neumático continuo

39
Bombeo neumático intermitente

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