Este documento proporciona información sobre las cuencas petroleras de México, incluyendo detalles sobre las rocas almacenadoras, los yacimientos y los retos de la perforación de pozos petroleros profundos en el país. También discute la importancia de la inyección de gases como estrategia para mejorar la recuperación de hidrocarburos de los yacimientos.
El objetivo principal de la mayor parte de los registros de pozos que se toman en la actualidad es, determinar si una formación contiene hidrocarburos así como también las características litológicas de la formación que los contiene. En el pasado, con anterioridad a la invención de los registros geofísicos de pozos, prácticamente la única manera de conocer estas dos propiedades fundamentales de las rocas, era mediante la inspección y análisis directo de las rocas cortadas por las barrenas y pruebas de formación; hoy en día muchas de estas pruebas mecánicas, que llevan tal objetivo, han sido suprimidas obteniéndose la información indirectamente a través de la interpretación de los registros de pozos.
Tratamiento diseñado para tratar la formación cercana al pozo, en lugar de otras áreas del conducto de producción, tales como la tubería de revestimiento a través del intervalo de producción, los tubulares de producción o los disparos o perforaciones. Los tratamientos de estimulación matricial incluyen ácido, solvente y tratamientos químicos para mejorar la permeabilidad de la formación cercana al pozo, lo que aumenta la productividad de un pozo. La estimulación matricial es un proceso de inyección de fluido en la formación, sea ácido o solvente, a presiones inferiores a la presión de fractura, para mejorar la producción o la capacidad de flujo de un pozo. El objetivo de un tratamiento matricial es diferente en areniscas que en carbonatos. En areniscas, los tratamientos matriciales restauran o mejoran la permeabilidad natural de la formación alrededor del pozo al remover el daño de la formación, disolver material que tapona los poros o aumentar el tamaño de los espacios porosos. En carbonatos, la estimulación matricial crea nuevos canales (túneles) altamente conductores que sortean los daños. Debido a estas diferencias, el criterio de selección para el fluido de tratamiento también es distinto. Para tratamientos de arenisca, es especialmente importante el conocimiento de la extensión, el tipo de daño, la ubicación, el origen, la mineralogía del yacimiento (estudio petrográfico) y la compatibilidad del fluido de tratamiento con la formación. En tratamientos de carbonato, resultan más significativas la temperatura del yacimiento, la tasa de bombeo y el tipo de fluido porque estos parámetros afectan directamente a la reactividad del fluido de tratamiento con la roca del yacimiento. Un tratamiento de estimulación matricial de arenisca está compuesto, en general, por un prelavado de ácido clorhídrico [HCl], un fluido de tratamiento principal (mezclas de HCl-HF) y fluido de desplazamiento (solución de ácido pobre o salmuera). El fluido de tratamiento se mantiene bajo presión dentro del yacimiento durante un período de tiempo, después de lo cual se efectúa el suaveo del pozo y se lo pone nuevamente en producción. En yacimientos de carbonato, el HCl es el fluido más comúnmente utilizado. Los ácidos orgánicos como el ácido fórmico y el acético se utilizan tanto en acidificación de arenisca como de carbonato, principalmente en sistemas de ácido retardado o en aplicaciones a alta temperatura. La estimulación matricial también se denomina tratamiento matricial o acidificación matricial.
El objetivo principal de la mayor parte de los registros de pozos que se toman en la actualidad es, determinar si una formación contiene hidrocarburos así como también las características litológicas de la formación que los contiene. En el pasado, con anterioridad a la invención de los registros geofísicos de pozos, prácticamente la única manera de conocer estas dos propiedades fundamentales de las rocas, era mediante la inspección y análisis directo de las rocas cortadas por las barrenas y pruebas de formación; hoy en día muchas de estas pruebas mecánicas, que llevan tal objetivo, han sido suprimidas obteniéndose la información indirectamente a través de la interpretación de los registros de pozos.
Tratamiento diseñado para tratar la formación cercana al pozo, en lugar de otras áreas del conducto de producción, tales como la tubería de revestimiento a través del intervalo de producción, los tubulares de producción o los disparos o perforaciones. Los tratamientos de estimulación matricial incluyen ácido, solvente y tratamientos químicos para mejorar la permeabilidad de la formación cercana al pozo, lo que aumenta la productividad de un pozo. La estimulación matricial es un proceso de inyección de fluido en la formación, sea ácido o solvente, a presiones inferiores a la presión de fractura, para mejorar la producción o la capacidad de flujo de un pozo. El objetivo de un tratamiento matricial es diferente en areniscas que en carbonatos. En areniscas, los tratamientos matriciales restauran o mejoran la permeabilidad natural de la formación alrededor del pozo al remover el daño de la formación, disolver material que tapona los poros o aumentar el tamaño de los espacios porosos. En carbonatos, la estimulación matricial crea nuevos canales (túneles) altamente conductores que sortean los daños. Debido a estas diferencias, el criterio de selección para el fluido de tratamiento también es distinto. Para tratamientos de arenisca, es especialmente importante el conocimiento de la extensión, el tipo de daño, la ubicación, el origen, la mineralogía del yacimiento (estudio petrográfico) y la compatibilidad del fluido de tratamiento con la formación. En tratamientos de carbonato, resultan más significativas la temperatura del yacimiento, la tasa de bombeo y el tipo de fluido porque estos parámetros afectan directamente a la reactividad del fluido de tratamiento con la roca del yacimiento. Un tratamiento de estimulación matricial de arenisca está compuesto, en general, por un prelavado de ácido clorhídrico [HCl], un fluido de tratamiento principal (mezclas de HCl-HF) y fluido de desplazamiento (solución de ácido pobre o salmuera). El fluido de tratamiento se mantiene bajo presión dentro del yacimiento durante un período de tiempo, después de lo cual se efectúa el suaveo del pozo y se lo pone nuevamente en producción. En yacimientos de carbonato, el HCl es el fluido más comúnmente utilizado. Los ácidos orgánicos como el ácido fórmico y el acético se utilizan tanto en acidificación de arenisca como de carbonato, principalmente en sistemas de ácido retardado o en aplicaciones a alta temperatura. La estimulación matricial también se denomina tratamiento matricial o acidificación matricial.
Empuje por gas solución en yacimiento PetrolerosManuel Hernandez
Un tipo de sistema de empuje en el que la energía para el transporte y la producción de los fluidos de yacimiento proviene del gas disuelto en el fluido. A medida que los fluidos de yacimiento ingresan en el pozo, las condiciones cambiantes de presión hacen que el gas se desprenda de la solución para generar un flujo mezclado de gas y líquido que asiste en la producción.
Tubería Flexible
Una sección larga y continua de tubería enrollada en un tambor. La tubería se endereza para ser bajada en un pozo y luego se rebobina para enrollarla nuevamente en el tambor de transporte y almacenamiento. Dependiendo del diámetro de la tubería (1 pulgada a 4 1/2 pulgadas) y del tamaño del tambor, la longitud de la tubería flexible puede variar entre 610 y 4 570 m 2 000 pies y 15 000 pies] o una longitud mayor.
Control de Brotes y Descontrol de Pozos PetrolerosManuel Hernandez
Que es un Brote
La manifestación de la entrada de fluidos de la formación al agujero
Porque se Se genera:
Sencillamente porque la presión hidrostática es menor a la presión de la formación.
Emulsión inversa
Una emulsión en la que el aceite es la fase continua o externa y el agua es la fase interna. Emulsión inversa normalmente se refiere a un lodo a base de aceite y los términos se consideran sinónimos. Los lodos de emulsión inversa pueden tener de 5 a 50% de agua en la fase líquida, aunque hay sistemas que son 100% aceite.
Un emulsionante, emulsificante o emulgente es una sustancia que ayuda en la mezcla de dos sustancias que normalmente son poco miscibles o difíciles de mezclar. De esta manera, al añadir este emulsionante, se consigue formar una emulsión.
Producción de arenas
La instalación de equipamientos o la aplicación de técnicas para prevenir la migración de arena de yacimiento hacia el pozo o la región vecina al pozo. En las formaciones débiles, puede ser necesario el control de la producción de arena para mantener la estructura del yacimiento alrededor del pozo. En otros tipos de formaciones, la migración de arena y finos hacia la región vecina al pozo puede restringir severamente la producción. Cada una de estas condiciones requiere un tratamiento diferente. Las principales técnicas de control de la producción de arena son el empaque de grava y la consolidación de la arena.
Se considera trabajo en altura a todo aquel que se realice por encima de 1,8 metros sobre el suelo o plataforma fija, sobre pozos, cortes o voladizos. Para trabajos realizados en altura, el trabajador deberá utilizar arnés de seguridad o un equipo apropiado, que evite su caída.
Muchas veces se intervienen pozos con el propósito de incrementar o mantener la producción de petroleo y gas, sin embargo a veces no se consideran aspectos importantes como ser: La zona es una zona de antecedentes de alta presión, de colapso de casing, de precipitados, Hay presencia de gas sulfhídrico? El régimen de extracción era elevado en ese pozo? etc.
La vida optima del pozo depende muchísimo de como sea la completaciòn y el adecuado mantenimiento del mismo.
Metodología - Proyecto de ingeniería "Dispensador automático"cristiaansabi19
Esta presentación contiene la metodología del proyecto de la materia "Introducción a la ingeniería". Dicho proyecto es sobre un dispensador de medicamentos automáticos.
en la formacion del personal de emergencia en industrias, no debe limitarse al sistema fijo de extincion con o sin medio de impulsion propia, tambien debe de conocer los elementos que permiten el abastecimiento externo o no a la industria y su clasificacion para su debida identificacion
ascensor o elevador es un sistema de transporte vertical u oblicuo, diseñado...LuisLobatoingaruca
Un ascensor o elevador es un sistema de transporte vertical u oblicuo, diseñado para mover principalmente personas entre diferentes niveles de un edificio o estructura. Cuando está destinado a trasladar objetos grandes o pesados, se le llama también montacargas.
libro conabilidad financiera, 5ta edicion.pdfMiriamAquino27
LIBRO DE CONTABILIDAD FINANCIERA, ESTE TE AYUDARA PARA EL AVANCE DE TU CARRERA EN LA CONTABILIDAD FINANCIERA.
SI ERES INGENIERO EN GESTION ESTE LIBRO TE AYUDARA A COMPRENDER MEJOR EL FUNCIONAMIENTO DE LA CONTABLIDAD FINANCIERA, EN AREAS ADMINISTRATIVAS ENLA CARREARA DE INGENERIA EN GESTION EMPRESARIAL, ESTE LIBRO FUE UTILIZADO PARA ALUMNOS DE SEGUNDO SEMESTRE
EDT (Estructura de Desglose de Trabajo).pdffranco14021
• EDT: Estructura Desagregada del Trabajo
(Desagregar: Separar dos cosas que estaban unidas)
• WBS: Work Breakdown Structure
• Representa TODO el trabajo que se debe realizar en un Proyecto
•Equivale al índice de un libro
16. • Yacimientos en rocas carbonatadas
:
del Jurásico y Cretácico y de arenas
en el Terciario.
• Los hidrocarburos se generaron en
cahzas arcillosas y lutitas del Jurásico
Superior y migraron al Cretácico y
Terciario.
22. mm-
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Provincia Terciaria de Chicontepec AL~
/ Paleocanal de
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23. -,-.----.
Rocas almacenadoras y tipo deIporosídael
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Mesozoico: KM y KS
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Originadas en ambientes de depósito de
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plataforma a marabierto.
Constituidas por carbonatos micro a :
mesocristalinos.
Porosidad:
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secundaria intercristalina VEWW
— por disolucion
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Mesozo!co
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por fracturamiento
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Chiapas-Tabasco, terrestre
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Datan del Jurásico Superior al Cretácico
F II150 LA
Están constituidas por:
- carbonatos de rnicroa
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calcarenitas
cuerpos de brecha
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Ii 1 Clasificaci Ó*n de yacimientos por tipo de fluído
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• Una fase gaseosa en el yacimiento
• Contiene licuables C2 de p: 0.80 - 015 gr/cm 3
extracción comercial RGA: 10,000 - 20,000 m 3/m3
• Es un líquido casi transparente
• Reducir presión de abandono
• Requieren instalación de
compresores
39
42. Ligero
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Reservas totales de aceite:
30,3 10 MMBT
42
43.
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• Profundidad
- 7000 metros en tierra , ..•., -. ..•,
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agua
• Presiones> 1000 Kg/cm 2
• Temperaturas > 200 OC
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90 93 95 98 01 04
Años
44
46. -
• Cambio de tecnología
Fluidos de perforación
-2111
Tuberías de revestimiento- -• -
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Terminación de pozos
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Por primera vez se perforaron -...
pozos de 4500 m
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México genera uno de los cambios mas importantes en la perforación y terminación de pozos
46
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Retos en la perforaci ó*n de pozos petroleros
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48
49.
50. 1000
2000
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Temperatura (°C)
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Retos en la perforación de pozos petroleros
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• Puerto Ceiba: 120 °C en superficie
• Luna :216 °C en el fondo
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52. 52
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95,000
- Esfuerzo a la cedencia (psi)
Esfuerzo de cedencia ajustado (psi)
110,000
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100,000
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Temperatura (CC)
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0 50 100 150 200 250 300 350 400
Temperatura (°C)
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400
53. ,1
Reducción promedio en el esfuerzo a la
r1I 1') 0/,
Esfuerzo a la cedencia (psi)
170,000
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125,000
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115,000
110,000
105,000
Esfuerzo a la cedencia (psi)
Esfuerzo de cedencia ajustado (psi)
160000
155,000
150,000
145,000
140,000
135,000
Esfuerzo a la cedencia (psi)
Esfuerzo de cedencia ajustado (psi)
1'
4-
0 50 100 150 200 250 300 350 400 0 50 100 150 200 250 300 350 400
Temperatura (°C) Temperatura (°C)
53
54. Tuberia de producción de 7" colapsada en el pozo Caan 72.
gr
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('JII 11la perforacítui ide pozos petroleros1
55. om
55
fr
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1íflefJ) d•JiP) Y 2 t ILQUJFP 1
PSC
Los resultados de las pruebas sobre 1
diferentes diámetros, grados de acero y C
arreglos señalan que la calidad de la "
tubería no es un factor que contribuya al L
problema de los colapsos. IJJJr
Tubería de 9 518" sometida a una rigurosa medición de sus
propiedades mecánicas.
Una buena cementación incrementa la
resistencia al colaoso.
56. ' y
u
Li 1 Retos en la perforaci Ó`n de pozos petroleros
áR, GZEo"'Mm immellljiprc>k"- ~M
• Durante la terminación de un pozo, los disparos a la
formación es la operación mas importante.
Se establece la comunicación de los fluidos del
yacimiento con el pozo.
Con un buen diseño de cargas y la selección de la pistola
mas adecuada se logrará la producción óptima.
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56
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60
61. EPoMA
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Uso alterno de los recortes de
perforación
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cemento.
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64. E'pJ rjj ÍJI
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Máxima producción
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• Presión de Saturación
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65. Importancia de la inyecci 0** n de gases en la
explotación de yacimientos de hidrocarburos
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Campos Artesa y Complejo Antonio J. Bermúdez
• Mecanismos de explotación primaria.
Expansión del sistema roca fluido.
-* Gas en solución.
• Altos ritmos de explotación.
• Alcanzan rápidamente presión de burbuja.
• Factor de recuperación = 6 %
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300 -
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Campo Artesa 35
30
• Inyección de agua en 1979
25
• Inyección de CO2 en 2000 20
• Cambió la pendiente de la caída de °' 15
presión 10
• Incremento en la producción de aceite
o
67. 1
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800
• Inyección de agua en 1977 700
- - 600
• Disminuye la caida de presion
500
• Mantiene el nivel de producción 400
• Programa de reparaciones y 300
perforaciones en 1997 200
• Se inyectará gas para mantener la
100
presión t O
¡ Ps = 318.5 K/C!Y .
IrI
:
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73 75 77 79 81 83 85 87 89 91 93 95 97 99 01 03
550
500
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150
67
68. JJiJJJJ.#Jj JJJJJJJ J1JJ'J
• Mantenimiento de presión natural
200
• Por más tiempo Py> Ps
150
o
0' 100
irrJp
50
• Durante 20 años de explotación Py> Pb
A 1 -
Pb = 262.4 Kg/cm'
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79 81 83 85 87 89 91 93 95 97 99 01 03
68
70. Importancia de la inyeccí0"* n de gases en la
explotación de yacimientos de hidrocarburos
1,3
L1 1
• Inyección de agua
• Recuperación mejorada
MI
471,
401
cJe J 1ff)p cje]
•.
• Inyección de gases
- '--
• Proceso con mayores posibihdades
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I j1ri E ¡ 1 (
1Importancia de la inyecci 0** IIde gases en la
11] i1tII ón dt yacimíentos d 1
Campo Cantarell 1800
- 1600
• Primer proyecto de inyeccion de N 2 en
México
1400
1200
• Inició mayo 2000 !i000
- - 800
• Cambio de la declinacion de presion
600
• Incremento en la producción de aceite 400
Qo 1,398,000 BPD
May-2000
_________________ _________________ ny cciórl de
200 ___________ ___________ _________________
85 87 89 91 93 95 97 99 01 03
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10000
8000
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1999 2000 2001 2002 2003
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Jujo Tecominoacán u o t:i-J- j:J o
Jacinto D O
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Abkatún
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'10 20 30 40 50 60 70
/Gravedad API
d iirniri ix.1,5
• Diferentes yacimientos
• Diferente potencial
90
• Diferente volumen original de
80
hidrocarburos
• Todos exitosos
70
60
:2 50
40
SE
o
1
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Su factor de recuperación 30
es comparable con el de 20
otros campos del mundo 10
•
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74. HMMActivo
Concluido
Activo
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Artesa UO2 2b
Jacinto CH4 25
CH4 25
Jujo-Teco N2 120
I
Jujo-Teco
Sitio Grande CO2 30
Complejo Bermúdez CO2 30
Complejo Bermúdez N2 180
Cantareli N2 , 1200
Ku-Maloob-Zap N2 300
Caan CH A 90
75. 1mportancía I ila ín]t lide 0,ases en la
_de
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11] i1ti. fs]IIyacimientosI11tSl1 i
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inyndj 160,
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Jujo - Tecominoacán 50
Volumen máximo 39,320 BD 40
- - 30
U Jujo-Tecominoacan
rl Complejo A.J.B.
20
10
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2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017
Complejo Antonio J. Bermúdez
Volumen máximo 51 MBD
A los 6 años de iniciado
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4{ 1iL L
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- - --
75
76. fr-!O
fil iIs]it1 iNEIS 1laiinyeccion d la
ierida para la inyección de
gases de descarbonatación. -
2a. ETAPA
CAN
ECOMPRESION ENJ
_CU!UA
180 MMPCSD
MEZCLA
(77%N2 Y
23%CO,)
79. En México se han enfrentado muchos retos en la perforación, pues en la
mayoría de los yacimientos se observan altas presiones y temperaturas,
condiciones que propician, colapsos de tuberías de producción y de
revestimiento, por lo que se requieren diseños especiales para las
condiciones que prevalecen en nuestros yacimientos.
Con base en los estudios del efecto de la temperatura en el esfuerzo a la
cedencia, se modificaron las ecuaciones originales de colapso, presión
interna y tensión.
A partir de las pruebas de penetración realizadas en diferentes blancos de
granito, acero y caliza, se recomendó reconsiderar los valores de
efectividad reportados nor el API para las cargas usadas en la terminación
79
80. La reserva más
cual constituye el
En México se tiene toda la variedad de yacimientos.
importante se tiene en yacimientos de aceite negro, el
rrfl, .I_. 1..... ..__._. J_. i..
ZL57O ue d FSFVd ue ueiLe.
Por las características de los campos del Mesozoico el proceso que
recuperación de
se ha aplicado
80
81. láil Conclusiones
Está en proyecto la inyección de bióxido de carbono a los campos Sitio
Grande y Samaria, así como de nitrógeno a los campos Jujo-
Tecominoacán y Ku-Maloob-Zap. Por otra parte, está en estudio un
proyecto interesante para inyectar en el Complejo Antonio J. Bermúdez los
gases de descarbonatación provenientes del proceso de fabricación del
cemento.
Los factores de recuperación actuales en los campos más importantes de
México están dentro del promedio mundial, con base en el estudio
realizado en 250 campos de diferentes partes del mundo. Sin embargo, el
potencial de México se incrementará sensiblemente al implantar los
procesos de recuperación mejorada.