Sección Técnica - Asociación de Ingenieros Petroleros de México, AC

Metodología de productividad para el
análisis de pozos no convencionales en
el Activo KMZ
Bombeo de cavidades progresivas híbrido
BCP_híbrido
Diagnóstico, análisis y optimización de
metodología utilizada para la toma de
información en los pozos del Activo Integral
Cantarell
Evolución de los modelos de generación del
petróleo mediante experimentos de pirólisis
Posicionamiento y navegación, durante la
adquisición del estudio sismológico
tridimensional anegada Labay, en aguas
del Golfo de México
Órgano de Divulgación Técnica, e Información de la Asociación de Ingenieros Petroleros de México, A.C.
VOL L Número 8 Agosto de 2010
INGENIERÍA
INGENIERÍA
PETROLERA

La Asociación de Ingenieros Petroleros de México, A.C.
Invita a todos sus asociados a participar
activamente con la elaboración y enriquecimiento
de la revista Ingeniería Petrolera, a fin de compartir
conocimientos y nuevas experiencias.
Los temas para participar pueden ser de interés
general, anecdóticos, históricos, chuscos, técnicos
ó de conocimiento en general. No pierdas la
oportunidad, ¡Participa con nosotros!
¡Fraternidad y Superación!
COORDINACIÓN EDITORIAL
Laura Hernández Rosas
lhernandezr@aipmac.org.mx
5260-7458, 5260-2244, 5260-7310
Micro (811)20118

Ingeniería Petrolera.- Publicación mensual de la Asociación de Ingenieros
Petroleros de México, A.C., Av. Melchor Ocampo 193 Torre “A” piso 12
Col. Verónica Anzures C.P. 11300, México D.F., Tels. 5260-2244 y 5260-
7458. Solicitada la Autorización como Correspondencia de Segunda Clase
de Administración de Correos núm. 1 de México D.F. Distribuido por la
Asociación de Ingenieros Petroleros de México, A. C. Publicación Editada
e Impresa por Gráfico Express S.A. de C.V. Andres Iduarte F. No. 213
Col. José Ma. Pino Suarez Tels.: 351-19-80, 351-19-38 C.P. 86168
Villahermosa, Tab. Edición: 2000 Ejemplares.
I n d i c e
Editorial 03
Sección Técnica
Resúmenes de artículos técnicos
Artículos
Metodología de productividad para el análisis de pozos no
convencionales en el Activo KMZ
Bombeo de cavidades progresivas híbrido BCP_híbrido
Diagnóstico, análisis y optimización de metodología utilizada para la
toma de información en los pozos del Activo Integral Cantarell
Evolución de los modelos de generación del petróleo mediante
experimentos de pirólisis
Posicionamiento y navegación, durante la adquisición del estudio
sismológico tridimensional anegada Labay, en aguas del Golfo de México
Órgano de Divulgación Técnica e Información de la Asociación de Ingenieros
Petroleros de México, A.C.
Certificado de Licitud de Título Núm. 8336
Certificado de Licitud de contenido Núm. 5866
Vol. L No. 8 Agosto 2010
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contenido núm. 5866 ante la Comisión Certificadora de Publicaciones y
Revistas Ilustradas. Certificado de reserva de Derechos al Uso Exclusivo
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correspondencia debe dirigirse a la Asociación de Ingenieros Petroleros
de México, A.C. EL CONTENIDO DE LOS ARTÍCULOS TÉCNICOS ES
RESPONSABILIDAD DEL AUTOR.
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Directiva Nacional
MI. José Luis Fong Aguilar
MI. Edmundo Rivera Ramírez
Ing. Ricardo Rosales Lam
Ing. Ing. Víctor Hugo Flores Iglesias
Ing. Miguel Angel Maciel Torres
Ing. César R. López Cárdenas
lng. Néstor Pérez Ramos
Ing. Sergio Mariscal Bella
lng. Edilberto Peña Sainz
Ing.. Oscar Humberto Lizán Pérez
lng. Héctor S. Salgado Castro
Ing. Rubén Luján Salazar
Dra. Alma América Porres Luna
Ing. Alfonso Amieva Zamora
Ing. Jaime Torres Ruvalcaba
Ing. Carlos Gustavo Cuéllar Angulo
Dr. Francisco García Hernández
Lic. Roberto Vera Castro
Ing. Florencio Saucedo Molina
Consejo Nacional de Honor y Justicia
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Ing. Jesús Oscar Romero López
MI. Carlos Rasso Zamora
Ing. Javier Chávez Morales
Delegación Ciudad del Carmen
Ing. José Baltazar Domínguez
Ing. Moisés Medellín Salgado
Delegación Coatzacoalcos
M I. Arturo Ramírez Rodríguez
Ing. Javier Rubén Martínez Gutiérrez
Delegación Comalcalco
Ing. Martín Salazar Bustamante
Ing. Sergio Vázquez Barrera
Delegación México
Ing. Martín Galindo García
Ing. Gustavo Salgado Nava
Delegación Monterrey
Ing. Francisco Javier Garza Salazar
Ing. Roberto Lozano Montemayor
Coordinación Editorial
Presidente
Vicepresidente
Presidente
Vicepresidente
Presidente
Vicepresidente
Presidente
Vicepresidente
Presidente
Vicepresidente
Laura Hernández Rosas lhernandezr@aipmac.org.mx
Gerencia Nacional
Lic. Roberto Manuel Martínez Gómez rmmartinezg@aipmac.org.mx
Tels: 5260-7458, 5260-2244, 5260-7310 Micro (811) 20118
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Presidente
Vicepresidente
Secretario
Prosecretario
Tesorero
Protesorero
Coordinador de Ayuda Mutua
Subcoord. Inversiones Ayuda Mutua
Coordinador de Fondo de Retiro
Subcoordinador Inversion Fondo de Retiro
Director Comisión de Estudios
Subdirector de Estudios
Directora Comisión Editorial
Director Comisión Legislativa
Subdirector de Comisión Legislativa
Coordinador de Relaciones Públicas
Director Comisión de Membresia
Coordinador de Apoyo Informático
Coordinador de Salud y Deporte
Delegación Poza Rica
Ing. Luis Octavio Alcázar Cancino
Ing. Plácido Gerardo Reyes Reza
Delegación Reynosa
Ing. Miguel Angel Maciel Torres
Delegación Tampico
Ing. Gregorio Olmos Cedillo
Ing. Gaelo de la Fuente García
Delegación Veracruz
Ing. Miguel Ángel Hernández García
Ing. Rubén A. Jiménez Guerrero
Delegación Villahermosa
Ing. Lauro Jesús González González
Ing. Jorge Rodríguez Collado
Presidente
Vicepresidente
Presidente
Presidente
Vicepresidente
Presidente
Vicepresidente
Presidente
Vicepresidente

Al transcurrir la primera década del siglo XXI, el mundo entero se encuentra inmerso en una serie de situaciones que
hacen cada vez más difícil la existencia y el transitar del ser humano en este planeta. El calentamiento global, catástrofes
ecológicas, desprendimiento de glaciares en los polos, crisis financieras sin precedentes, desastres naturales más
severos, insuficiencia de alimentos, contaminación ambiental, desigualdad económica entre naciones e individuos y
guerras por el control de los mercados de energéticos, son pruebas inequívocas, de lo indispensable y prioritario que
resulta para los jefes de iglesias y estados, titulares de bancos centrales, directores de empresas y en general todos los
seres humanos, llevar a cabo un análisis a conciencia sobre las acciones que se han de poner en práctica para enfrentar
el futuro que nos está alcanzando.
Dentro de este marco lleno de incertidumbre, los responsables de las tomas de decisiones, a todos niveles, tienen el reto
de poner en práctica las que garanticen la sobrevivencia de las instituciones y el bienestar colectivo de los seres vivos,
habitantes de este mundo.
Es importante destacar que Petróleos Mexicanos, tiene plena conciencia de llevar a cabo una explotación racional de los
recursos energéticos con que cuenta nuestro país, cuidando en todo momento el adecuado equilibrio entre la
consecución del negocio y la preservación del medio ambiente, razón por la cual, esta empresa se ha distinguido por ser
pilar indiscutible de la economía nacional.
La Asociación de Ingenieros Petroleros de México, en concordancia con la misión y visión de la empresa más
importante de nuestro país, ha llevado a cabo, distintas actividades con el objeto de contribuir al fortalecimiento y
desarrollo de la Industria Petrolera.
Con más de 50 años de existencia, la AIPM ha organizado 49 Congresos Nacionales, en donde se han expuesto cerca de
cinco mil trabajos técnicos, y un sin número de conferencias relacionadas con el engrandecimiento del sector
energético.
Durante la gestión que concluye, se organizó con un éxito sin precedentes, el Congreso Mexicano del Petróleo 2009,
contando por primera vez en la historia, con la presencia, en la Ceremonia de Inauguración, de un Presidente de la
República, como resultado de una gran labor que se vio concretada gracias a la excelente labor del Comité
Organizador, encabezado y dirigido excepcionalmente, por el MI. José Luis Fong Aguilar, Presidente Nacional de la
Asociación de Ingenieros Petroleros de México y Coordinador General del evento.
De la misma forma, es importante reconocer y agradecer la labor desarrollada por las personas que con su esfuerzo,
talento y entusiasta participación gremial, han contribuido a hacer de la AIPM, una de las asociaciones de profesionistas
más exitosas e importantes del país. Por tal motivo, en marzo del 2010, se organizó el “Primer Baile de Jubilados”, el
cual tuvo gran aceptación dentro de este sector de la membresía, por lo que se pretende instituirlo como un evento
permanente.
Toda institución requiere para logro de sus metas y objetivos, contar con finanzas sanas que permitan soportar los costos
de operación que implica conseguir los objetivos establecidos. En este orden de ideas, se organizó el Torneo AIPM, Golf
Tour 2009 y 2010, actividad que contribuyó al fortalecimiento de las tesorerías de la AIPM, tanto Nacional como
Delegacionales.
Inmersos en una dinámica de mejora continua, y atendiendo una de las carteras más delicadas de nuestra querida
Asociación, en abril de 2010, se inició la implementación de un sistema de gestión de calidad para el Fondo de Retiro,
con miras a obtener la certificación ISO-9001:2008, hecho que de consumarse nos llevaría a ser la primera Asociación
de profesionistas que obtiene esta certificación para alguno de sus procesos.
Sin duda alguna, hemos avanzado en la adecuación a las circunstancias actuales que nos demandan estar a la
vanguardia en organización, competencias, tecnología de comunicación, implantación de nuevos productos y servicios
para nuestros agremiados; sin embargo, existen retos por cumplir, que exigen estar preparados para enfrentarlos
Estamos seguros que al igual que a lo largo de más 50 años de existencia de la AIPM, las nuevas administraciones,
contarán con el apoyo y participación de asociados visionarios y de gran identidad gremial, que contribuirán a seguir
consolidando a la AIPM, como una asociación líder y referente dentro de la gran Industria Petrolera Nacional.
Fraternidad y Superación
3

4
R e s ú m e n e s
Metodología de productividad para el análisis de
pozos no convencionales en el Activo KMZ
Rolando López Rivas
Eduardo Poblano Romero
S. Sánchez Urdaneta
E. Millán León
Delegación Ciudad del Carmen
El Activo Ku-Maloob-Zaap (AIKMZ), es el segundo
activo en producción en Mexico, con 750 MBNPD.
Actualmente, para el crecimiento en producción del
activo, los pozos a perforar o nuevos y los pozos a
someter a reparacion mayor, son analizados a traves
de la metodología VCD (Visualización,
Conceptualización y Definición), una de las últimas
etapas de la cadena de valor es la definición de la
terminacion del pozo, incluyendo el aparejo de
producción y el sistema de levantamiento artificial.
Una de las alternativas para incrementar la
productividad de un pozo, es la construcción de
éste, altamente desviado o inclinado y horizontal.
Este documento, presenta una metodología para el
análisis desde el punto de vista de productividad, de las
diferentes trayectorias que se presentan como
alternativas viables para la construcción del pozo,
durante las etapas de visualización y conceptuaizacion
del mismo.
Actualmente se han analizado a través de esta
metodología, 17 pozos no convencionales, los
cuales involucran un total de 120.000 bnpd.
Bombeo de cavidades progresivas híbrido
BCP_híbrido
Ing. Edgar Cruz Osornio
Delegación Coatzacoalcos
En la industria petrolera se realizan esfuerzos por
mantener la producción de los pozos que operan
con los sistemas artificiales de producción BMC o
AGOSTO/2010
BCP, buscando métodos para incrementar sin riesgo
la producción.
Se ha encontrado, que una forma segura para
incrementar la producción y la operación continua
de pozos productores con BMC o BCP, es aliviar la
contrapresión ejercida por el gas libre en el espacio
anular sobre la formación.
Este fenómeno se debe al gas que aporta la
formación y el que se libera del aceite,
acumulándose en el espacio anular, empujando el
nivel dinámico sobre la formación, restringiendo la
capacidad de producción de aceite y disminuyendo
la sumergencia en bomba subsuperficial,
provocando el “efecto pistón”.
Diagnóstico, análisis y optimización de
metodología utilizada para la toma de información
en los pozos del Activo Integral Cantarell
Ing. Alfonso Urriza Vergara
Ing. Mario Poveda T.
Delegación Ciudad Carmen
Cada una de las fases de la toma de información,
representa una fuente indispensable de datos con los
cuales se elaboran multiplicidad de estudios
indispensables durante el proceso de caracterización
de un yacimiento determinado. Al dividir la toma de
información por etapas, el registro estático permite
definir el nivel de fluido, establecer el tipo de fluido
en función a la profundidad y el valor de presióntemperatura
al nivel de referencia. Las curvas de
decremento suministran la información requerida en
la evaluación de producción bajo ciertas
condiciones y en conjunto con el registro de
producción (PLT), proporcionan los gastos de
producción y calidad de fluido producido en cada
zona del intervalo disparado. El registro de
producción puede ser utilizado igualmente en la
verificación de hermeticidad del aparejo de
producción y de la tubería de revestimiento.
Entre tanto, las curvas de incremento o pruebas de
restauración de presión, arrojan información

importante de parámetros de yacimiento, como son
la presión, la permeabilidad, el daño de formación; y
en la identificación del modelo de yacimiento,
límites o anomalías, etc. La calidad de la
información que se obtenga durante la curva de
incremento debe ser evaluada cuidadosamente con
el fin de mitigar cualquier efecto externo que se
pueda asociar a una respuesta del yacimiento, y por
consiguiente, pueda conducirnos a interpretaciones
erróneas. La metodología de diagnóstico utilizada
en el presente trabajo, empleó la información
obtenida en más de 40 pruebas efectuadas en pozos
del Activo Integral Cantarell, evaluando el origen de
los disturbios de presión observados como respuesta
a factores externos del yacimiento. Dentro de las
pruebas analizadas se incluyeron pruebas de
disipación de presión (fall-off), en pozos
productores e inyectores, pozos que producen en
flujo natural y con equipo de bombeo electro
centrífugo.
Como resultado del diagnóstico de las curvas de
incremento, realizadas en los pozos del Activo
Integral Cantarell, se han identificado varios factores
cuyos efectos deben minimizarse para optimizar la
calidad de las pruebas, entre los cuales se reconoce
la dinámica del pozo por redistribución de fases y
efectos de afluencia y efluencia, el procedimiento
operativo de cierre y la condición del equipo en
superficie y fondo.
Como complemento para mejorar la calidad de la
toma de información, se definió un patrón para
elaborar una adecuada programación, adelantar un
óptimo seguimiento operativo y efectuar la
validación, análisis y reporte de resultados que
servirán para la evaluación y caracterización de la
zona donde el pozo se encuentra produciendo.
Dentro de las recomendaciones puestas en práctica,
está la elaboración de un programa de toma de
información para pozos con árbol submarino, dadas
las limitantes operativas.
Evolución de los modelos de generación del
petróleo mediante experimentos de pirólisis.
Demetrio Marcos Santamaría-Orozco
Teresita de Jesús Carrillo-Hernández
Myriam Adela Amezcua-Allieri
El entendimiento del proceso de generación de
hidrocarburos es fundamental en la etapa de
exploración de un campo petrolero. Los modelos de
generación del petróleo han ido cambiando sus
enfoques, aunque desde sus inicios se ha supuesto
que el petróleo proviene de la transformación de la
materia orgánica que se encuentra atrapada en las
rocas generadoras (kerógeno), y para simular las
reacciones físico-químicas de la formación del
petróleo en laboratorio, se han realizado diversos
experimentos de pirólisis con distintas modalidades.
Las técnicas de pirólisis simulan artificialmente
como ocurre la generación del petróleo. Las
variaciones en su composición dependen
básicamente, tanto del tipo de kerógeno, como del
grado de madurez alcanzado, donde intervienen
procesos de poli-condensación y aromatización.
Los datos que aporta la pirólisis sirven para
determinan los modelos cinéticos, los cuales a su
vez, apoyan a los modelos matemáticos de
generación, migración y entrampamiento del
petróleo.
Los primeros modelos de generación, ya
consideraban que, conforme se incrementa la
temperatura, el kerógeno genera bitumen y éste a su
vez genera aceite y gas. Con el incremento de la
temperatura se craquean los compuestos más
complejos de petróleo y ocurren una serie de
reacciones paralelas de primer orden con distintas
constantes de velocidad. Más tarde, se descubrió
que no solamente se generan hidrocarburos líquidos
y gaseosos, sino también pre-coke y coke.
La temperatura es la principal propiedad física que
interviene en la variación de la composición del
petróleo. Los parámetros cinéticos se obtienen a
través de la distribución de todas las energías de
activación con un solo factor de frecuencia. No
obstante, experimentalmente las temperaturas son
siempre diferentes a las que ocurren en la naturaleza
y por ende, es necesario hacer los ajustes o
calibraciones para estimar las temperaturas reales a
las que ocurrió algún evento geológico.
AGOSTO/2010
5

6 Sección Técnica
Actualmente, los modelos de generación
consideran a las diferentes fracciones del petróleo, y
cada vez son más precisos. Los más recientes
contienen fracciones de saturados y aromáticos, así
como de resinas y asfaltenos, tales modelos
incluyen a los iso y ciclo alcanos, así como a los
alquil aromáticos. Por esta razón, un software actual
considera ya a la cinética multicomponente en sus
modelados 1D, 2D y 3D y coloca hasta 14 clases
químicas de hidrocarburos. Se espera que cada vez
sean más las clases químicas que abarquen estos
modelos y que sirvan para predecir la calidad y
cantidad de hidrocarburos, antes de perforar un
pozo en zonas poco exploradas.
Posicionamiento y navegación, durante la
adquisición del estudio sismológico tridimensional
anegada Labay, en aguas del Golfo de México
Ing. José Gerardo Beltrán Vázquez
Pemex, cuyo principal objetivo es descubrir e
incorporar reservas de hidrocarburos, realiza
trabajos de exploración en las áreas que por sus
características geológicas presentan un panorama
interesante, se realizan estudios regionales y de
detalle, hoy en día después de haber realizado
innumerables trabajos sísmicos en tierra y en aguas
someras, se retoma la estrategia de incursionar en
las aguas profundas del Golfo de México.
Los estudios Sismológicos Marinos en base a los
tirantes de agua, se clasifican en someros y
profundos, los primeros se desarrollan en lo que
llamamos Plataforma Continental y hasta un tirante
de 500m, mientras que los profundos se consideran
a partir de que los valores de la isobata de 501 en
adelante, logrando llegar en ocasiones a más de
3600m.
Grandes e importantes yacimientos de gas y crudo
se han descubierto a lo largo de los 70 años de
PEMEX, estos han soportado en gran parte la
AGOSTO/2010
economía del País, las estrategias han cambiado,
hoy tenemos dos importantes proyectos que son
Chicontepec y Aguas Profundas, Pemex ha realizado
ya varios Estudios Sismológicos Marinos en Aguas
Profundas con excelentes resultados.
No olvidemos que países como Brasil, Noruega,
India y USA, por mencionar algunos, ya están muy
avanzados e incluso ya cuentan no solo con
exploración, sino con producción de hidrocarburos,
tal es el caso de USA, que en el mismo Golfo de
México tiene importantes descubrimientos y a la par
están trabajando en la infraestructura para
transportar los productos a tierra.
Para la realización de estos estudios, que por su
naturaleza requieren de una tecnología y equipo
especial, Pemex, no cuenta con el equipo necesario,
ya que es muy costoso y su operación requiere de
programas de mantenimiento exhaustivos; por otro
lado el incesante cambio en la tecnología, requiere
de constantes actualizaciones. Como empresa de
Gobierno, Pemex se encuentra limitado en sus
gestiones operativas, pero al igual en el
mantenimiento de las nuevas tecnologías, estas
acciones requieren de rapidez y recursos
económicos de manera expedita.
Bajo este esquema, Pemex se ve obligado a la
contratación de empresas transnacionales, que
cuentan con la experiencia y tecnología de punta,
pues se encuentran en constante actividad y
competitividad alrededor del mundo.
La mayoría de estas compañías ha desarrollado
tecnologías propias para la realización de estos
trabajos, las cuales son evaluadas en los procesos de
licitación por Pemex.
México requiere de incrementar el conocimiento de
las estructuras geológicas en aguas profundas del
Golfo de México, que nos muestren la presencia de
hidrocarburos, lo que es una realidad es que los
resultados de estos estudios son a largo plazo.

Metodología de productividad para el análisis de pozos no
convencionales en el Activo KMZ
Rolando Lopez Rivas
Eduardo Poblano Romero
S. Sánchez Urdaneta
E. Millán León
Delegación Ciudad del Carmen
Introducción
El Activo Integral Ku Maloob Zaap
(AIKMZ), cuenta actualmente con 118
pozos productores, produciendo
750.000 bnpd, de los cuales el 90%
producen por sistema de levantamiento
con bombeo neumático. Los últimos
pozos perforados y puestos en
producción, son en la mayoría pozos
no convencionales, explotando el
aceite de 13 grados para las áreas de
Zaap y Maloob y 21°API en el área de
Ku de las formaciones Brecha,
Cretácico Medio (KM) y Cretácico
Inferior (KI).
El proceso utilizado para el diseño y construcción de
un pozo no convencional se llama VCDe, el cual
consta de tres fases o etapas que son:
1) Visualización: Donde principalmente se enfoca el
análisis de caracterización de yacimiento, analizando
diferentes trayectorias que podría tener el pozo,
factibles para su contruccion y con el apoyo de
Ingeniería de Yacimientos, Perforación y
Productividad del pozo, gerenciando el riesgo e
incertidumbre.
2) Conceptualización: Donde se realiza un análisis de
productividad de las diferentes trayectorias
planteadas, con la prediccion de movimientos de
fluidos en el tiempo, estudio de geomecánica, etc.
3)Definición: Programación definitiva de la
perforación y terminación del pozo con su
correspondiente análisis económico, Figura 2.
Figura 2. Proceso VCDe
Metodología de productividad
La metodología utilizada para el análisis de pozos no
convencionales, tiene como herramienta un software
de análisis nodal, en este caso específico PIPESIM
WELL o PROSPER.
La metodología de productividad utilizada es la
siguiente:
1) Selección del pozo, correlación en función de la
siguiente información:
a) Comportamiento de presión y temperatura
del yacimiento.
b) Mapas de iso-permeabilidad, iso-espesor
neto, etc.
c) Comportamiento de los fluidos del
yacimiento.
d) Estado mecánico.
AGOSTO/2010
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8 Sección Técnica
e ) Geometría del pozo.
f ) Pruebas de flujo (mediciones de aceite y
gas).
g ) Registros de presión-temperatura estáticos
y dinámicos.
h ) Comportamiento de las condiciones
operativas de los pozos (presión de cabeza,
presión de inyección, estrangulador,
AGOSTO/2010
Figura 3. Modelo de producción cotejado
temperatura fluyente, volumen de gas inyectado,
presión de separación, presión de salida, volumen
de aceite y gas medido en plataforma, etc.).
2) Ajuste del pozo correlación con los últimos datos
de aforos, registros de presión, etc. con el modelo
de Vogel o IP en el módulo de yacimiento del
software, Figura 3.
3) Calcular la IPR futura del pozo correlación a la fecha programada de entrada a producción del pozo a analizar,
Figura 4.
Figura 4. Estimados de presiones de yacimiento (IPR Futura) por objetivos.

4) Realizar el análisis nodal con la IPR futura en el modelo del pozo correlación, evaluando gasto y presión
de fondo fluyente, con el nodo en el fondo (NMDP), Figura 5.
Figura 5. Datos de entrada: estado mecánico, giroscópico y gradiente geotérmico.
5) Introducir registro de desviación planeada convencional y gradiente geotérmico estimado para el pozo a
analizar en el modelo de producción con IPR futura de acuerdo al objetivo principal, Figura 6.
Figura 6. Modelo Darcy con submodelos de daño geométrico/mecánico y de
penetración parcial/desviación
AGOSTO/2010
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10 Sección Técnica
6) Renombrar el archivo del modelo de producción
con el nombre del pozo a analizar.
7) Se cambia el modelo de yacimiento al modelo de
Darcy, adicionando los modelos para estimar
daño mecánico / geométrico y daño por
penetración parcial /desviación, Figura 7.
10) Si el pozo es altamente inclinado se introduce
en el modelo de penetración parcial y
penetración el angulo de desviación a nivel del
intervalo disparado, Figura 8.
AGOSTO/2010
8) Calibración del modelo del pozo sensibilizando
permeabilidad y espesor neto del área de drenaje
con error del 1%.
9) Se introduce el registro de desviación,
profundidad (NMDP), temperatura, GOR,
presión de yacimiento (NMDP), para el tipo de
pozo no convencional a analizar.
Figura 7. Selección óptima de aparejo y tramo horizontal en pozo horizontal
11) Si el pozo es horizontal se cambia el modelo de
flujo de yacimiento a pozo horizontal, y se define
el talón menor de 50 grados de desviación y se
determina la sección óptima horizontal, Figura 9.

Figura 8. Modelo de pozo multilateral.
Figura 9. Ejemplo de diseño de bombeo neumático
AGOSTO/2010
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12 Sección Técnica
12) Si el pozo es multilateral, se genera la
configuración de éste para el pozo, y se define la
profundidad de la junta, menor de 50 grados de
desviación.
AGOSTO/2010
Se introducen los registros de desviación y las
características del fluído hasta la junta y para cada
brazo o ramal en el modulo de pozo multilateral,
Figura 10.
Figura 10. Ejemplo de analisis nodal de la trayectoria analizada.
13) Diseñar el aparejo integral o combinado con
bombeo neumático basado en las condiciones
de yacimiento y de las plataformas actuales y
futuras.
14) Determinar el punto de inyección, Figura 11.
15) Realizar análisis nodal para determinar el gasto
esperado.
Figura 11. Ejemplo de resumen de trayectorias analizadas

16) Realizar análisis ecónomico, Tabla 1.
17) Construir la tabla comparativa para las trayectorias planteadas en los objetivos productores primarios
y secundarios a atravesar por el pozo, Tabla 2.
18) Seleccionar el tipo de pozo a perforar.
Tabla 1. Ejemplo de análisis económico de trayectorias analizadas.
Tabla 2. Ejemplo de resumen de trayectorias analizadas.
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14 Sección Técnica
La Figura 1, muestra el flujorama de la metodología para el diseño de pozos no convencionales, en función de
la trayectoria.
AGOSTO/2010
Figura 1. Flujograma de la metodología de productividad para pozos no convencionales en KMZ.

Resultados
De los 33 pozos analizados, se han perforado y
puesto en producción cuatro pozos horizontales,
con una producción total de más de 21000 bpd
y 7 pozos altamente inclinados con mas de 60
Conclusiones
La Metodología de Productividad es aplicada en la
fase de visualización y conceptualización del proceso
VCDe.
• La metodología se aplica tantas veces como el
número y tipos de trayectorias a analizar.
•
•
Es muy útil para la toma de decisiones en la
selección de la trayectoria a perforar en un
pozo desde el punto de vista de
productividad.
Es aplicable a cualquier tipo de pozo no
convencional (altamente inclinados,
horizontales multilaterales etc)
Nomenclatura
Ptp: Presión de tubería (kg/cm2).
BN: Gas de bombeo neumático (MMPCD).
Ptr: Presión de revestimiento (kg/cm2).
Pbn: Presión de la red de gas BN (kg/cm2).
grados de inclinación con una producción
asociada de mas de 43000 bpd. Los resultados
de los diseños y datos reales se muestran en la
Tabla 3.
Tabla 3. Resultados de los pozos no-convencionales 2007-2008
Pt: Tubería de producción.
TR: Tubería de revestimiento.
PLT: Registro de presión y producción.
BUP: Registro de incremento de presión.
BNPD: Barriles netos por día.
MMPCD: Millones de pies cúbicos diarios.
VCD: Visualización, conceptualizacion y
definición
GOR: Relación gas-aceite
Qiny.: Gasto de inyección de gas de BN
(MMpcd)
NMDP: Nivel medio de las perforaciones (mts.)
IPR: Inflow Performance Response
KM: Cretácico Medio
KI: Cretácico Inferior
°API: Grados API
AA: Altamente inclinado
Referencias
Schlumberger, 2005. PIPESIM User Guide.
Schlumberger, 2005. GOAL User Guide.
Schlumberger, 2007. DECIDE! User Guide.
PTE, 2008 Prosper User Guide
AGOSTO/2010
15

16 Sección Técnica
Bombeo de cavidades progresivas híbrido BCP_híbrido
Ing. Edgar Cruz Osornio
Delegación Coatzacoalcos
Objetivo
El objetivo de este trabajo, es mostrar la aplicación y
resultados del Sistema de Bombeo de Cavidades
Progresivas Híbrido (BCP_Híbrido), disminuyendo el
“efecto pistón”.
AGOSTO/2010

AGOSTO/2010
17

18 Sección Técnica
* El diseño convencional del BCP se utilizó en los
siguientes pozos: Sánchez Magallanes 50-D y 61
(aceite viscoso y someros), (800 cP, menos de
800m), y en el Sánchez Magallanes 272-D (aceite
no viscoso y profundo), (60 cP, 1400m),
presentando este último el “efecto pistón” operaba
12 hrs de manera continua hasta que el gas libre en
el espacio anular ejercía el “efecto pistón”; el cual,
dejaba sin sumergencia la bomba, operó de manera
continua mes y medio y se cerró por baja
recuperación, condenando al sistema en algunos
casos y sin resolver el problema de raíz.
* Con los antecedentes del pozo Sánchez Magallanes
272-D, el cual presentó el “efecto pistón”, se
consideró para el diseño del pozo Sánchez
Magallanes 237 (pozo profundo y aceite no
viscoso), la implementación del BCP_Híbrido, el
cual considera disminuir el “efecto pistón”.
AGOSTO/2010
Para la Ingeniería y Diseño del BCP_Híbrido en el
pozo S. Mag. 237, se consideró lo siguiente:
Yacimiento:
• Pws, Ty, PMI, Pwf, etc.
Pozo:
• Estado mecánico del pozo, Øtr, Øtp, PMI, etc.
Análisis de laboratorio: (ρo, µo, etc.)
Último aforo: (Qb, Qn, RGA, %H O)
2
Equipo disponible en el Activo
Datos
2
• Pws=214 kg/cm
2
• Pwf=184 kg/cm
• Qb= 60 bpd
Para determinar la profundidad de colocación de la bomba, se utilizaron las siguientes ecuaciones:
Nivel Estático Nivel Dinámico Nivel de Sumergencia
Profundidad de la Colocación de la Bomba

• Para el diseño de la válvula de Bombeo Neumático
a instalar en el pozo Sánchez Magallanes 237, se
utilizó la siguiente ecuación:
• Para la presión de calibración de la válvula de BN
se utilizó la ecuación; Pop= Dv*Gf+ ? P, con un
2
?P=1 kg/cm .
• La presión en la TP @ la profundidad de la válvula
de BN; Ptp= Dv*Gf Pop>Ptp; presión de operación
de la válvula de BN, mayor a la presión en la TP
Se utilizó una bomba BCP propiedad de PEP, con un
desplazamiento nominal de 173 bpd por cada 100
rpm, Top= 120 ºC, para manejar aceite de 30ªAPI.
IPR de Vogel con BCP_Híbrido con 60 rpm y 80%
de eficiencia
AGOSTO/2010
19

20 Sección Técnica
AGOSTO/2010
Se realizó la RME con equipo del 31 de diciembre de
2007 al 8 de enero de 2008, pasó operando el 19 de
enero del mismo año.

Resultados del BCP_Híbrido
Nivel Dinámico a 1314m con BCP_Híbrido operando @ 60 rpm
Tomado el 15 de Marzo de 2008.
Comportamiento de la válvula de BN monitoreado con manógrafo el 2
de abril de 2008
Conclusiones
Con la Implementación del sistema BCP_Híbrido
en el pozo S. Mag. 237, se mantuvo la producción
y el nivel dinámico en el pozo.
Se monitoreó la operación del BCP_Híbrido con
los registros ecómetro y manógrafo.
AGOSTO/2010
21

22 Sección Técnica
Se verificó la operación de la válvula de BN con el
manógrafo.
Se verificó el mantenimiento del Nivel Dinámico
con el Ecómetro.
Disminuyendo el “efecto pistón”, se puede
aumentar la capacidad de producción de la
formación, ya que mantiene sumergencia la
bomba.
Manteniendo sumergencia en la bomba, se puede
optimizar el sistema BCP_Híbrido y aumentar la
producción de hidrocarburos.
Recomendaciones
El sistema BCP_Híbrido, se debe utilizar en pozos
3 3
que estén en un rango de RGA de 100 a 500 m /m
2
y presión en la LDD mayor o igual a 5 kg/cm .
El sistema híbrido se puede utilizar en pozos que
operarán con BMC, que estén en un rango de RGA
3 3
de 100 a 200 m /m y presión en la LDD mayor o
2
igual a 5 kg/cm .
Existen otros BCP_Híbridos.
Ventajas
• No utiliza sarta de varillas.
• Las caídas de presión por fricción
disminuyen.
AGOSTO/2010
Nivel Dinámico @ 456m BCP_Híbrido operando
a 60 rpm Tomado el 27 de mayo de 2008
• Área de flujo mayor en la TP.
• Mayores producciones.(500 a 1500 bpd).
• Mayores profundidades 2500 m.
• Mas barato que el BEC.
• Puede llevar sensor de fondo.
Desventajas
• Utiliza corriente eléctrica o moto generador
eléctrico.
• Más caro que el BCP
• Lo fabrica Watherford

Diagnóstico, análisis y optimización de metodología utilizada
para la toma de información en los pozos del Activo Integral
Cantarell
Ing. Alfonso Urriza Vergara
Ing. Mario Poveda T.
Delegación Ciudad del Carmen
Objetivos
Describir, basados en las
experiencias adquiridas de
las pruebas de presiónproducción
efectuadas en los
pozos del Activo Cantarell el
patrón de programación,
seguimiento y análisis de
calidad de información
registrada para pozos con
b o m b e o n e u m á t i c o , y
electro centrifugo, con el
cual logremos garantizar la
validez y representatividad
de los resultados obtenidos.
Asimismo, se describen los
parámetros de evaluación y
análisis de las pruebas de
disipación de presión (falloff)
realizadas en los pozos
productores y de presiónproducción
en pozos con
bombeo electrocentrífugo.
Desarrollo del tema
Se realizó la revisión de un número importante de
pruebas (más de 40), con el cual se determinaron los
factores que más han impactado en la calidad de la
información registrada durante las diferentes fases de
la toma de información. La metodología de
diagnóstico y análisis, involucró la información
obtenida de otras herramientas de registro, como
presión y temperatura en cabeza de pozo, el
gradiomanómetro y el molinete.
Diagnóstico
El diagnóstico se define como el resultado de una
evaluación o estudio destinado a la identificación de
Figura 1. Metodología de diagnóstico
errores que pueden existir en un procedimiento. En
términos de toma de información, se identifican los
factores que inciden en la calidad de los datos
registrados. Para el establecimiento del diagnóstico
asociado a la toma de información que se realiza en los
pozos del Activo Cantarell, se aplicó la siguiente
metodología.
Adicional de las gráficas de correlación de
comportamiento de las variables, se utiliza la teoría de
la primera derivada de presión enunciada por Louis
Mattar, del cual se menciona su alcance en varios
artículos de la SPE y que confirma la influencia de un
factor externo del yacimiento en la prueba.
AGOSTO/2010
23

24 Sección Técnica
Soluciones alternativas y optimización de
programación, monitoreo y análisis
Posteriormente, basados en la evaluación realizada se
plantearon alternativas y un patrón de programación,
seguimiento y análisis de información, con las cuales
se busca obtener resultados representativos, no
solamente en los pozos con bombeo neumático,
también en pozos con bombeo electrocentrífugo.
Asimismo, se generaron recomendaciones de tipo
operativo para pozos con instalación de medio árbol,
en fondo marino que permiten evaluar el desempeño
del pozo bajo las limitantes encontradas.
Definición del problema
Las pruebas de presión – producción, representan una
de las principales fuentes de información que son
utilizadas en la caracterización y en el diseño de
pozos, por lo cual, su exitosa programación y
ejecución acorde a los lineamientos de ingeniería y
geología, será un argumento válido en la evaluación
de representatividad de resultados.
En los pozos del Activo Integral Cantarell se llevan a
cabo innumerables tipos de toma de información, que
han dado en muchas ocasiones el procedimiento
recomendable para su ejecución y en otras el nivel
avanzado de explotación, el surgimiento de
nuevas alternativas en cuanto a herramientas de
AGOSTO/2010
Tipo de Herramienta de
Registro
Sensores de memoria
Sensores en tiempo real
Equipo de
Registro
Linea de Acero
Tuberia Flexible
convencional
Cable de registro
Tuberia Flexible
con cable o
Tractor
Tuberia Flexible
con Fibra Optica
Caracteristicas y Aplicabilidad
La información registrada es almacenada en sensores, que pueden ser de
presión-temperatura, Localizador de cuellos de tuberia (CCL), Gamma Ray,
molinete. Se aplica en pozos verticales y en pozos desviados donde la
inclinación no supera los 50º.
Es aplicable en pozos con alta desviación y con un fluido pesado y viscoso que
impedirían el libre paso de las herramientas bajadas con línea de acero hasta el
intervalo disparado.
Se compone de sensores de presión-temperatura, gradiomanómetro, molinete,
Gamma Ray, CCL y sensores para deteccion de contactos que envían a través
del sistema de telemetría provisto, la información registrada en tiempo real. Su
aplicabilidad permite obtener un análisis de las condiciones estáticas y
dinámicas de la formación productora en pruebas de presión-producción. Al
tratarse de cable de registro, su utilidad al igual que la línea de acero, se
restringe en pozos altamente desviados, para lo cual, las herramientas de
registro pueden ser bajadas con: 1) Tubería Flexible con Cable ó 2) Tractor.
El uso de herramientas de registro centralizados con molinetes únicos elimina la
posibilidad de identificar y cuantificar eficazmente volúmenes de fluidos que se
trasladan en el aparejo hasta superficie en la parte baja, media o alta en función
al tipo de régimen de flujo existente. La tecnología disponible permite evaluar en
dichas zonas, la presencia de agua, aceite o gas, respectivamente, en virtud a la
respuesta dada por pequeños molinetes que cuantifican el gasto asociado al tipo
de fluido identificado por pequeños sensores.
Es una herramienta de registro de gran utilidad ya que proporciona información
de presión-temperatura en tiempo real y se puede emplear durante y posterior a
las actividades de inducción y limpieza del pozo, por lo cual no se requiere
movilizar equipo de registros para toma de información. No tiene limitación en
pozos altamente desviados ni en pozos con fluidos densos y/o viscosos.
Tabla 1. Resumen de tipos de herramientas de registro.
registro y transporte de última tecnología y a la
optimización de la metodología de programación,
monitoreo y análisis de resultados. Para tal fin, se
describirán a continuación las principales
características y usos específicos de las herramientas
de registro empleadas.
Tipos de herramientas de registro
Existen diferentes herramientas y medios de transporte
para obtener información en función a los objetivos, al
fluido presente en el pozo y a la geometría del mismo,
que se mencionan a continuación en la Tabla 1.
Tipos de toma de información
Los tipos de toma de información realizada en los
pozos del Activo Integral Cantarell, se resumen así:
Registro estático
Registro estático y periodo de flujo
Prueba de presión-producción
Pruebas de verificación de aparejo
Pruebas de inyección y disipación de presión (fall-off)
Registros para identificación de contactos
Los diferentes tipos de información incluyen algunas
etapas de carácter operativo y de evaluación como se
aprecia en las Figuras 2, 3 y 4.

Figura 2. Diagrama de flujo de procedimiento de toma de información
estático y pruebas de presión – producción.
AGOSTO/2010
25

26 Sección Técnica
AGOSTO/2010
Figura 3. Diagrama de flujo de procedimiento de toma de información estático
y registros para detección de contactos.
Figura 4. Diagrama de flujo de procedimiento de toma de información prueba
de disipación de presión.

Términos asociados
Desfogue: Proceso de liberación de presión
acumulada en el pozo a través del conjunto de
válvulas que integran el medio árbol de producción.
Puede ser en cabeza de pozo (Aparejo de Producción)
o en espacio anular (Tubería de Revestimiento-
Aparejo de Producción).
Registro estático: Perfil que representa el
comportamiento de presión y temperatura del
yacimiento (medido en un sistema en equilibrio a
condiciones estáticas dentro del pozo), realizado a
diferentes profundidades, establecidas en el
programa de acuerdo a premisas específicas que
dependen de la configuración mecánica del pozo,
desviación y del objetivo de la toma de información.
Estabilización: Periodo de tiempo establecido para
evaluar el comportamiento de la presión y del
molinete y que resulta clave para definir la
continuidad del programa. En términos de presión
para curvas de incremento, el diferencial por hora no
debe ser superior de 0.5 psi. Para curvas de
decremento, se puede aplicar el mismo valor o el 10%
del DP (presión estática – presión de fondo fluyente)
Calibración de molinete: Es el procedimiento
utilizado para la obtención de parámetros del perfil de
velocidad y factores de corrección basado en la
respuesta del molinete al subir y bajar la herramienta
a diferentes velocidades en condiciones
preferentemente estáticas de flujo.
Curvas de decremento: Es el periodo de registro de
parámetros de fondo y superficie en condiciones de
flujo. Las curvas de decremento se deben planear de
menor a mayor gasto de producción, y es el área de
productividad quien define las condiciones de
inyección de gas de BN y presiones requeridas en
cabeza de pozo, para efectuar las curvas.
Antes de iniciar el periodo de flujo, es necesario
empacar el espacio anular con gas de BN y
manipular el estrangulador para alcanzar las
condiciones requeridas. En pozos con equipo BEC,
la selección de condiciones para las curvas de
decremento está referenciada a las condiciones
operativas del equipo BEC evaluadas durante el
periodo de inducción y limpieza, y deben tener en
cuenta la curva de desempeño de la bomba.
Curva de incremento: Es el periodo de la prueba
posterior a las curvas de decremento, en la cual el
pozo es cerrado (en superficie o en fondo) y los
sensores están registrando restauración de presión
(buildup). En los pozos con bombeo neumático, la
curva de incremento al ser precedida por periodos
de flujo con inyección continua de gas de BN,
requiere que se desfoguen las presiones tanto en
tubería de producción (TP), como en espacio anular
(PTR). Al alcanzarse la presión equivalente a la
presión de fondo fluyente observada antes del
desfogue, el pozo es cerrado e inicia la curva de
incremento, como se ilustra en la Figura 5.
Figura 5. Proceso de desfogue de
presiones y curva de incremento para
un pozo con bombeo neumático.
AGOSTO/2010
27

28 Sección Técnica
En los pozos con equipo BEC, la suspensión de la
operación y el cierre del pozo son suficientes para
iniciar la curva de restauración de presión.
Perfil base: Registro de presión – temperatura,
molinete y densidad que se realiza para verificar
condición operativa de válvulas de orificio para
inyección de gas de BN, del aparejo de producción o
de la tubería de revestimiento.
Perfil dinámico por estaciones: Registro de presióntemperatura,
molinete y densidad que se efectúa
subiendo el conjunto de herramientas, tomado (con
pozo fluyendo) al frente del intervalo disparado, en
una sección o a lo largo de toda la trayectoria del pozo
con la finalidad de medir condiciones de flujo que
permitan optimizar y ajustar el modelo pozo utilizado
en el diseño del aparejo de producción. Se puede
tomar un perfil dinámico por estaciones para verificar
condición operativa del aparejo de producción o
cuando no se dispone de suficiente espacio en la zona
disparada para el perfil de aportación. En este caso, el
perfil se debe programar cada 5 metros en el intervalo
disparado, haciendo estaciones por debajo y arriba.
Perfil de aportación: Registro continuo que reporta,
mediante las lecturas de cada uno de los dispositivos
que integra la sarta PLT (molinete, presión,
temperatura y gradiomanómetro) la entrada, el tipo de
fluido y los volúmenes que aporta la formación en
franca comunicación con el pozo a través de los
disparos. Se perfila subiendo y bajando a tres
velocidades distintas, lo que permite la comparación
de las lecturas medidas en el perfil. En caso de no
poder tomarse por espacio reducido, se puede
efectuar un gradiente dinámico por estaciones frente
al intervalo productor.
Registro de detección de contactos: La física de
medición se basa en la emisión de neutrones por una
fuente de alta energía del equipo de registro, que
interactúan con el agujero y la formación. En función
de la interacción hecha con el medio se han
identificado dos tipos de fenómenos, el primero son
las colisiones inelásticas, donde la energía del
neutrón incidente se transmite parcialmente al núcleo
de la formación, sin conservación de la energía
cinética en el sistema, dando lugar a la emisión
simultánea de rayos gamma; y el segundo,
denominado captura del neutrón, las partículas
AGOSTO/2010
después de haber sido sometidas a varias colisiones
llegan al nivel de energía térmica que les permite ser
capturadas por un núcleo. El núcleo pasa entonces a
un nivel excitado y emite fotones de rayos gamma al
retornar a su estado estable.
La herramienta de registro permite un análisis de
espectros de rayos gamma emitidos por los
fenómenos anteriormente mencionados en forma
secuencial. Los espectros de energía son
característicos de los elementos que constituyen la
formación. Mediante la combinación de espectros
elementales, se logra determinar la concentración de
cada elemento, distinguiéndose las siguientes
contribuciones:
Modo de captura: hidrogeno, cloro, silicio, hierro y
azufre.
Modo inelástico: carbono, oxígeno, silicio y azufre.
Dinámica de pozo. Representa un factor fuertemente
incidente en pruebas de presión, y se manifiesta
principalmente con redistribución de fases, afluencia
de líquido, efectos de limpieza de pozo y cerca a cara
de formación, geomarea, sísmica y efectos no
determinados.
Procedimiento de trabajo
Empleando la metodología de trabajo mencionada, se
analizó la información registrada de más de 40
pruebas de presión – producción, obteniendo los
siguientes resultados en tres ejemplos prácticos.
Ejemplo 1
Se analizó la prueba de restauración de presión,
realizada en un pozo del Activo Integral Cantarell,
denominado “E-18”, que produce con el sistema de
bombeo neumático. Acorde a la metodología de
trabajo mencionada, se analizó la información
registrada.
Diagnóstico
Prueba afectada por la condición física del equipo de
superficie – fondo y por dinámica de pozo.

Ejemplo 2
Se analizó la prueba de restauración de presión
realizada en un pozo del Activo Integral Cantarell,
denominado “E-40”, que produce con el sistema de
bombeo electro centrifugo. Acorde a la metodología
de trabajo mencionada, se analizó la información
registrada.
Diagnóstico
La prueba fue exitosa. No se presentaron efectos de
dinámica de pozos ni asociados a condición física de
equipo en superficie y fondo.
Ejemplo 3
Diagnóstico
Tabla 2. Resultados de diagnóstico de fallas en pruebas de presión
Se analizó la prueba de disipación de presión
realizada en un pozo del Activo Integral Cantarell,
denominado “E-8”, que es inyector. Acorde a la
metodología de trabajo mencionada, se analizó la
información registrada.
La prueba fue exitosa. No se presentaron efectos de
dinámica de pozos ni asociados a condición física de
equipo en superficie y fondo.
Discusión e interpretación de
resultados
En la Tabla 2, se presentan los
resultados obtenidos con el diagnóstico
de calidad de la información registrada.
En resumen, se identifica una alta
incidencia de dinámica de pozos en
pozos productores con bombeo
neumático, seguida por la condición
física del equipo en superficie y fondo,
que puede ser atribuida a efectos de
corrosión severa. Por otro lado, el
procedimiento de cierre de pozo
continúa siendo un tema de constante
capacitación al personal operativo,
siempre bajo el monitoreo por parte de
personal calificado en pozo.
En más de 40 pruebas analizadas, en
37 se observaron efectos de dinámica
de pozo, de los cuales, 37 pozos
producen con equipo de bombeo
neumático. La prueba analizada en un
pozo con bombeo electro centrífugo,
no se apreciaron fallas de ninguna
índole, sin embargo, es muy posible
que si los pozos producen con un
porcentaje considerable de agua, se va
a presentar redistribución de fases, una
vez el pozo es cerrado y por
segregación gravitacional, el agua
presente en el pozo descienda.
AGOSTO/2010
29

30 Sección Técnica
Asimismo, la prueba de disipación de presión es otro
tipo de toma de información similar en resultados
obtenidos a la prueba de restauración de presión, en
la cual no se aprecia dinámica de pozos.
Identificación de posibles soluciones
Basados en el diagnóstico de calidad de las pruebas
realizadas y evaluadas, se establecieron una serie de
recomendaciones de tipo operativo y de labor de
ingeniería, que deben ser llevadas a cabo para
optimizar la calidad de resultados.
El primer paso consiste en
implementar el uso de válvulas
de cierre en fondo, para la cual se
requiere que el diseño del
aparejo de producción incluya
niples para su asentamiento.
Adicionalmente, se requiere que
la optimización abarque la
programación, el monitoreo y el
análisis de las pruebas.
Optimización de programación,
monitoreo y análisis
El primer paso en la optimización de la programación
es quizás uno de los más importantes, la definición de
objetivos y de selección de herramientas de registro
apropiadas en función al tipo de pozo a ser probado
(productor o inyector), nivel de desviación (vertical,
desviado, horizontal, multilateral), fluidos producidos
(calidad API, gastos esperados), condiciones de
Generalmente, los objetivos definidos para la toma de
información en los pozos del Activo Cantarell se
resumen en:
*Determinar las características de la formación y
evaluar el comportamiento estático y dinámico del
pozo.
*Determinar la condición estática de la formación y
establecer la profundidad del contacto gas-aceite o
agua-aceite.
AGOSTO/2010
* Recuperación de muestras para análisis PVT.
* Evaluar la eficiencia de trabajos de inyección de
fluidos para la reducción en la producción de
gas/agua.
* Determinar el origen de fluidos producidos.
* Determinar la condición de hermeticidad del
aparejo de producción.
Para la programación consecutiva y consistente de
etapas de toma de información, se recomienda
elaborar un diagrama descriptivo, como el
presentado a continuación.
Donde:
1 Pozo en condiciones de flujo durante limpieza
2 Suspensión de inyección de gas de BN. Cierre de
pozo y desfogue de PTP/PTR
3 Cierre de pozo y desfogue (ejemplo caso)
4 Registro estático
5 Calibración de molinete
6 Tiempo de estabilización y empacamiento de
pozo
7 Curva de decremento 1
8 Curva de decremento 2
9 Desfogue de pozo
10 Curva de Incremento
11 Empacamiento de pozo
12 Curva de decremento 3
13 Perfil de aportación
14 Recuperación de herramientas de registro a
superficie.

En la Tabla 3, se describen las principales recomendaciones a ser adoptadas en el proceso de programación,
monitoreo y análisis.
AGOSTO/2010
31

32 Sección Técnica
AGOSTO/2010

Tipo de pozo a
probar
Tabla 3. Recomendaciones de programación y análisis
AGOSTO/2010
33

34 Sección Técnica
Conclusiones
La toma de información es una actividad de gran
importancia, ya que de ella depende la
representatividad de muchos estudios, incluyendo
la simulación, y de los cuales se basan en gran escala
las estrategias de explotación de un campo
determinado. Por tal razón, se constituye en una
actividad cuya programación, ejecución, monitoreo
y análisis, deben ser concienzudamente asumidos
por personal calificado, con el fin de avalar la
validez de los datos obtenidos.
La metodología de análisis utilizada para el
diagnóstico de la toma de información, utilizó la
información registrada por todos los sensores en
superficie y fondo, y su análisis en conjunto permitió
identificar varios factores que inciden en la calidad
de las pruebas, como es la dinámica de pozo en los
pozos productores con bombeo neumático (100%),
lo cual impide en la mayoría de los casos, que las
pruebas sean interpretables. Este punto es muy
importante, ya que la interpretación debe seguir
posterior a un proceso de evaluación de calidad, con
el fin de no asociar a respuesta del yacimiento,
comportamiento de presión en relación directa con
efectos de pozo. Para ratificar la incidencia de
factores externos, se utilizó el concepto de la
primera derivada de presión enunciada por Louis
Mattar. Para aislar cualquier efecto asociado al
pozo, se debe implementar el uso de válvulas de
cierre en fondo.
En las otras pruebas analizadas, las pruebas que
resultaron exitosas, son aquellas que son realizadas
en pozos productores con bombeo electro
centrífugo, y las pruebas de disipación de presión en
pozos productores o inyectores.
En los pozos con bombeo electro centrifugo, los
sensores del equipo, a pesar de ser manufacturados
con una resolución limitada y su uso enfocado al
monitoreo de parámetros de bombeo, se obtuvieron
excelentes resultados que al ser de tiempo real, se
puede determinar con cierto grado de certidumbre
la terminación de la prueba.
AGOSTO/2010
Actualmente, se está diversificando la modalidad de
toma de información en función a la tecnología
disponible por las compañías de servicio y por la
aplicabilidad de la misma en pozos horizontales,
altamente desviados o multilaterales donde la
tecnología convencional no aplica, dadas las fases
de fluido producido.
Para optimizar la calidad de la información
registrada acorde a los objetivos de la prueba, este
documento permite al lector identificar las
principales recomendaciones que se deben tener en
cuenta para la programación, ejecución, monitoreo
y análisis, incluyendo pozos con medio árbol de
producción en fondo marino.
Referencias
Bourdet Dominique, “Well Test Analysis: The use of
Advanced Interpretation Model”. Elsevier, 2002.
Mattar, L. Zoaral, F. “The primary pressure
derivative: a new diagnostic tool in well test
interpretation”. Abril 1992.
Mattar, L. “Wellbore dynamics in well testing”. SPE
101464. 2002
Veneruso, A.F. Erlig-Economides, C. “Pressure
gauge specification considerations in practical well
testing”. SPE 22752. 1991
Mattar, L. “Critical evaluation and processing of
data before pressure transient analysis”. SPE 24729.
1996
Agradecimientos
Para la realización del presente trabajo, fue
indispensable el apoyo de los Ingenieros Miguel
Angel Lozada y Daniel Barrera Morales. Asimismo,
se reconocen las excelentes contribuciones técnicas
dadas por los Ingenieros del Área de Yacimientos de
Cantarell, Enrique Urzua P., Guadalupe Luna,
Francisco Gutiérrez S., Norma Morales L., María
Morffe S. y Abdenago Zambrano.

Currículum vitae
Ing. Alfonso Urriza Vergara
Ingeniero Petrolero egresado de la Facultad de Ingeniería de la Universidad Nacional Autónoma de
México.
En 1996 colaboró con la compañía RIMALI INGENIERIA, S.A. de C.V., como Ingeniero de
Yacimientos, proporcionando soporte técnico al Departamento de Yacimientos del Ex Activo de
Explotación Ek-Balam.
En 1997 ingresó a Petróleos Mexicanos, al departamento de Ingeniería de Yacimientos en el Ex
Activo de Explotación Ek-Balam, donde laboró como ingeniero de yacimientos hasta julio de 1997.
De 1997 a 2007, laboró en la Superintendencia de Administración de Yacimientos del ahora Activo
Integral Cantarell de la RMNE en Cd. del Carmen, Campeche, en donde desempeñó el puesto de
Ingeniero de Yacimientos.
Durante el año 2008, laboró en la Superintendencia de Laboratorio de Yacimientos del Activo
Integral Cantarell de la RMNE, en Ciudad del Carmen, Campeche, en donde desempeñó el puesto de
Ingeniero de Yacimientos, encargado de la programación, seguimiento, análisis de información
cromatográfica y control de nitrógeno en el Campo Cantarell.
Actualmente se encuentra adscrito en la Superintendencia de Administración de yacimientos de la
Coordinación de Diseño de Proyectos del Activo Integral Cantarell, desempeñando funciones de
seguimiento y control de nitrógeno, así como la programación, seguimiento e interpretación de toma
de información de los campos que administra el AIC.
Durante los años 2000 y 2001, realizó la Especialización en Recuperación Secundaria y Mejorada
de Hidrocarburos en la Facultad de Ingeniería de la Universidad Nacional Autónoma de México,
obteniendo el grado de: “Especialista de RSM”, el tema de tesis también fue presentado en el XL
Congreso Nacional de la AIPM en abril de 2002: “Inyección de nitrógeno al Campo Nohoch; una
alternativa de explotación bajo el concepto de recuperación secundaria y mejorada de
hidrocarburos”, trabajo que sirvió de base para el estudio de simulación sobre doble desplazamiento
que se realizó en los campos Nohoch y Chac, en el AIC.
En el año 2004, publicó en la SPE el trabajo con el tema: Methodology to Detect Nitrogen
Concentration at Surface Facilities and in the Reservoir Gas Cap in the Akal Field during Nitrogen
Injection.
El Ing. Urriza, Pertenece a la Red de Especialista de Recuperación Secundaria y mejorada, es
miembro activo desde 1997 a la Asociación de Ingenieros Petroleros de México y del Colegio de
Ingenieros Petroleros de México.
AGOSTO/2010
35

36 Sección Técnica
AGOSTO/2010
Evolución de los modelos de generación del petróleo
mediante experimentos de pirólisis
Demetrio Marcos Santamaría-Orozco
Teresita de Jesús Carrillo-Hernández
Myriam Adela Amezcua-Allieri
Introducción
El proceso de generación de hidrocarburos, es un
tema complejo que involucra diversos aspectos
geológico-geoquímicos (Tissot y Welte, 1984; Hunt,
1995; Welte et al., 1997). Debido a que casi todo el
petróleo del mundo se origina principalmente en las
cuencas sedimentarias; la historia de su formación
comienza en las pasadas eras geológicas, desde que
sedimentos de grano muy fino y abundantes
cantidades de materia orgánica se depositan y forman
una mezcla, especialmente aquellos organismos que
coexisten cerca o dentro de ambientes sub-acuáticos
cálidos y anóxicos.
La mayoría de los organismos que vivieron en la tierra
y en el mar en esas épocas fueron destruidos, por
procesos de oxidación y transformados en nutrientes
para otros organismos. Sin embargo, algunos de estos
organismos lograron acumularse en grandes
cantidades, sobre todo, aquellos que se acumularon
en ambientes tectónicos de márgenes pasivas, donde
las condiciones reductoras, de ciertas eras geológicas,
fueron más propicias para favorecer su preservación
(Kleme y Ulmishek, 1991). Cabe destacar que la
principal fuente de materia orgánica que se encuentra
atrapada junto con lodos, son los microorganismos,
tales como: fito y zooplancton, así como hongos y
protozoos, y no los organismos más complejos como
plantas y animales mayores.
Durante la acumulación de la materia orgánica,
millones de bacterias degradan a las plantas y
animales que mueren. Al mismo tiempo, esta materia
orgánica es depositada y concentrada principalmente
en el centro de las cuencas sedimentarias, de igual
manera los microorganismos muertos son
depositados también en la interfase agua-sedimento.
Una vez acumulado y preservado este material
orgánico, junto con sedimentos siliciclásticos o
carbonatados, estos sedimentos se integran a las
columnas sedimentarias. La predominancia de
ambientes terrígenos o carbonatados es una función
de la fuente de aporte y del tipo de medio ambiente
sedimentario.
Conforme aumenta el sepultamiento de tales
sedimentos, ocurren ciertos cambios, por ejemplo: se
incrementan la presión y la temperatura, mientras
disminuye la permeabilidad y mucha del agua
contenida en ellos es expulsada. Así, poco a poco, el
material orgánico se consolida y convierte en
kerógeno. Si el sepultamiento sigue en aumento, la
compactación hace que los sedimentos dejen de
serlo, para convertirse en rocas poco consolidadas. Al
aumentar la temperatura, a través de grades periodos
de tiempo, ésta puede alcanzar valores de entre 70 y
90°C, lo que ocasiona que el kerógeno comience a
transformarse gradualmente en petróleo. Desde el
inicio hasta este punto, se conoce a esta etapa como
diagénesis.
Durante la generación natural del petróleo ocurren
más cambios físico-químicos, tanto en la materia
mineral, como en el material orgánico. Sin embargo,
en la materia orgánica, la variación en su
composición depende del tipo de kerógeno
acumulado, ya sea tipo I, II o III.
Por ejemplo, para el caso de un kerógeno tipo II-S,
típico del sur del Golfo de México, su composición
varía acorde al grado de maduración que alcanzó. Los
cambios se produjeron por reacciones químicas
endotérmicas: primero se produjeron petróleos
pesados ricos en ceras y azufre, iniciando
probablemente en temperaturas entre 72 y 76 °C, la
generación del aceite continuó (C 6+ ), hasta que la
temperatura llegó a alcanzar valores entre 160 y
180°C. Durante este rango de temperaturas, los
aceites comenzaron a hacerse cada vez más ligeros y
los compuestos de azufre a disminuir. Las
proporciones de gas también se modificaron, primero

fueron pocos los gases formados, menos del 10% del
total de los compuestos generados, ya sean
hidrocarburos C -C o bien, otros compuestos gases
1 5
como (H S, CO , N , etc.), para después alcanzar
2 2 2
valores mayores de 40%, predominando al final
mucho metano y escaso ácido sulfhídrico.
En las etapas iniciales de generación, cuando la roca
se satura de fluidos y gases, comienza a expulsar los
hidrocarburos, al igual que agua y otros gases fuera de
ella, así se produce el movimiento de fluidos por
migración primaria. Incluso cuando toda la
formación productora se satura de petróleo, éste
abandona a las rocas generadoras y es cuando se
producen grandes movimientos por migración
secundaria. En ambas migraciones ocurren en
pulsaciones y no de forma continua. Todos estos
procesos están incluidos en el elemento generador
del sistema petrolero. A esta etapa se le conoce como
catagénesis.
Para el caso de un kerógeno tipo I, una característica
muy particular es la cantidad de aceite, la cual
siempre es mucho mayor a la de gases, además de su
abundancia en parafinas. Mientras que para un
kerógeno tipo III la generación de gas y capas de
carbón siempre es mayor que el aceite.
Una vez generados lo hidrocarburos, ocurren muchos
movimientos por distintas vías, ya sea a través de
fallas, fracturas, zonas porosas, contactos entre capas,
etc., hasta que llegan a almacenarse en reservorios, o
bien, perderse en la superficie. Algunos de los
petróleos que se acumulan en yacimientos sufren más
cambios, ya sea por procesos de biodegradación o
por lavado con agua. Estos procesos son parte del
elemento almacén del sistema petrolero.
En este trabajo, nos enfocaremos a la etapa
diagenética por la que atraviesa la materia orgánica, a
la que algunos geólogos llaman también ventana de
generación de aceite.
Antecedentes
Las teorías sobre la formación de petróleo han ido
evolucionando a través del tiempo, la sencillez de los
primeros modelos de generación se observa
claramente en las primeras aproximaciones de la
década de los setentas, los cuales se basaban, ya sea
en la ecuación de Arrhenius (con craqueos primarios
simples) o en el índice tiempo - temperatura (que fue
obtenido en forma empírica). Con el transcurrir de los
años y la evolución de ideas, los conceptos fueron
cambiando, por ejemplo, se introdujeron los
conceptos de balance de masas, modelos algebraicos,
reconstrucción de la peleo-temperatura y otros más.
Los análisis geoquímicos se hicieron cada vez más
sofisticados y se sintetizaron nuevos compuestos,
además, se determinaron varios parámetros cinéticos.
Con esos nuevos elementos se integraron los recientes
modelos de generación al modelado de cuencas y, no
fue sino hasta los primeros años del siglo XXI, cuando
se desarrollaron complejos programas de cómputo,
que toman en consideración una infinidad de
parámetros, tales como: parámetros cinéticos
(energías de activación, factores de frecuencia),
parámetros de madurez (reflectancia de la vitrinita,
Tmax, etc.), contenido de carbono orgánico,
contenido de azufre, litología, relación gas/aceite,
etc. Así, el modelado de cuencas integra a los
modelos de generación, migración y llenado de
trampas. Sin embargo, la esencia de estos modelos no
se basa únicamente en los algoritmos matemáticos, o
en la evolución de la tecnología y en los programas de
cómputo, sino también, en el tipo de muestras de roca
o aceite, o bien, en las que, series naturales estudiadas
son la clave del éxito, ya que para simular la
generación de petróleo, es necesario contar con una
secuencia ideal, para que los resultados del
laboratorio sean comparables con los de la
naturaleza. Esto significa, que las facies orgánicas no
deben tener marcadas variaciones, sino que deben
permanecer casi idénticas en una gran extensión
geográfica, y el rango de maduración debe ser
abarcado en su totalidad. Además, los especialistas
basados en su experiencia, deben ubicar cual es el
contexto geológico más apropiado. Por lo tanto, los
precursores orgánicos y la temperatura definen la
cinética y composición primaria del petróleo.
Los grupos de exploradores, especialistas en
geoquímica orgánica de PEMEX y del IMP,
recientemente se han dado a la tarea de establecer
nuevos modelos de generación del petróleo; que se
ajusten a los modelos geológico-geofísicos de los
campos productores de varias regiones del país.
Objetivo
El objetivo de este trabajo es mostrar los adelantos en
los modelos de generación de hidrocarburos a lo
AGOSTO/2010
37

A: factor pre-exponencial (min-1)
Ea: energía de activación (cal/mol)
R: constante universal de los gases (cal/ K mol)
T: temperatura absoluta (K)
A puede estar multiplicada por M: Potencial de
hidrocarburos asignados a cada reacción (mg/g) y
dividida por r tasa de calentamiento (K/min).
Tissot et al. (1987), realizan un estudio sobre la
historia térmica de las cuencas sedimentarias,
apoyándose en algunos índices de maduración y
analizan las cinéticas de la generación del aceite y el
gas, además, componen modelos geodinámicos con
historias térmicas y estructurales conectadas. Behar y
Vandenbroucke (1988), encuentran que los modelos
de dos fases y emplean la Ley de Darcy. Ungerer et al.
(1988), establecen un modelado matemático de las
interacciones entre el craqueo térmico y la migración
en la formación de aceite y gas. Horsfield et al.,
(1989), realizan una simulación de la maduración del
kerógeno en un sistema cerrado, denominado vaso
sellado a micro escala (MSSV por su siglas en inglés) y
muestra algunas de sus aplicaciones.
Braun y Burnham (1990), incluyen ecuaciones del
equilibrio vapor/líquido y comportamiento de fase
presión-volumen-temperatura (PVT), en un modelo
matemático sobre la formación, destrucción y
expulsión del petróleo. Estos mismos autores
comparan los modelos termodinámicos detallados de
formación, destrucción y expulsión entre rocas
marinas y lacustres.
Dueppenbecker y Horsfield (1990), son los primeros
en hacer la predicción del tipo de aceite, utilizando
un modelo cinético basado en la información de la
composición del petróleo.
Ungerer (1990), hace una revisión de los avances en
modelos y crea un modelo cinético de la formación y
expulsión de petróleo, que involucran una serie o una
distribución continua de reacciones paralelas. Estos
autores complementan los modelos con un modelado
integrado 2D usando: transferencia de calor, flujo de
fluidos, así como conceptos de generación y
migración de hidrocarburos.
Hunt et al. (1991), realizan un modelado de
generación de aceite y utilizan el ITT, acoplando a las
bases de la ecuación de Arrhenius. Ellos hacen
experimentos de hidropirólisis en un kerógeno tipo II,
y establecen que el contenido de azufre en este tipo
de kerógenos, es fundamental en las variaciones de
los parámetros cinéticos.
Behar et al. (1992), presentan un modelo cinético del
kerógeno y aceite a través de simulación experimental
en sistema cerrado. Horsfield et al. (1992), constituyen
un modelo cinético composicional, usando pirólisis en
sistema cerrado a temperatura programada y la
conversión del aceite a gas en el yacimiento.
Pepper y Corvi (1995), revisan los modelos cinéticos
simples de generación total del petróleo usados para
predecir la sincronía y la tasa de generación y
modifican el modelo de Cooles et al. (1986),
proponiendo que el kerógeno puede ser reactivo o
inerte, además, el primero puede ser lábil o refractario.
Similarmente, las cinéticas globales de Pepper y Corvi
(1995), están basadas tanto en el campo como en datos
del laboratorio para secuencias de rocas generadoras
que representan cinco organofacies genéricas con
distintos ambientes de depósito y edades
estratigráficas. Burnham et al. (1995), expresan que el
modelado de reacciones paralelas asume un sólo
factor de frecuencia para todas las energías de
activación en experimentos de hidropirólisis.
Un diagrama de temperatura vs presión donde se
ubican los valores generales de las distintas
modalidades de los análisis de pirólisis, es mostrado en
la Figura 1.
Figura 1. Diagrama de presión vs temperatura
mostrando el campo de operación de las distintas
técnicas de pirólisis para generar petróleo. El tiempo
requerido para generar aceite es referido como t.
(Modificado de Ruble et al., 2003).
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Sección Técnica
Schenk et al. (1997), revelan los límites espaciales y
temporales de la generación del petróleo en una
cuenca sedimentaria y los asocian con el modelado de
cuencas. Mientras que Behar et al. (1997), comparan
la maduración artificial de varios kerógenos
representativos de los principales tipos de materia
orgánica (tipo I, II, II-S y III) a partir de experimentos de
anhidro-pirólisis en sistemas abierto y cerrado. Los
compuestos generados fueron fraccionados de
acuerdo a su estabilidad térmica en seis clases de
compuestos químicos: C , C -C , C -C , C +
1 2 5 6 14 15
saturados, C +, aromáticos y resinas y asfaltenos o
15
compuestos NSO, estos últimos incluyen resinas y
asfaltenos. Por su parte, Horsfield et al. (1998), revelan
los modelos cinéticos composicionales y realizan en
ellos simulaciones de presión, volumen y temperatura
(PVT). Schenk y Horsfield (1998), detallan modelos
cinéticos composicionales y simuladores PVT y hacen
la unión entre experimentos en sistema cerrado y
modelado cinético no-isotérmico, donde coinciden
las fases de reacción del laboratorio con las de la
naturaleza, al comparar los resultados de laboratorio
con series naturalmente maduradas. Burnham y Braun
(1999), describen modelos de reactividad distribuida
más versátiles los cuales tienen una distribución de
energía de activación discreta y proponen un modelo
que provee mayor exactitud para las etapas inicial y
final de la reacción.
Vandenbroucke et al. (1999), detallan los modelos
cinéticos basados en compuestos de clases químicas,
usando modelos de varios compuestos, que incluyan
estudios específicos de compuestos NSOs de
diferentes tipos de roca generadora y un nuevo
esquema de craqueo secundario y cinética
multicomponente, las implicaciones cuando se usan
altas presiones y temperaturas.
Santamaría (2000), desarrolla un modelo de balance
de masas composicional que utiliza datos de pirólisis
con cromatografía de gases (PyGC) de una serie
naturalmente madurada y de experimentos de
madurez artificial MSSV de la muestra menos madura.
Dieckmann et al. (2000), introducen modelos
cinéticos de reacción paralela, los cuales dependen de
las tasas de calentamiento, que pueden ser aplicados
para la formación de hidrocarburos totales y la
formación de rangos de ebullición, también en la
predicción de la relación aceite gas. Di Primio et al.
(2000), plantean un modelado cinético de la
generación de hidrocarburos totales a partir de la
cinética de los asfaltenos y para verificar su hipótesis,
compara los resultados con los obtenidos por
Santamaría (2000), quien obtiene la cinética a partir de
AGOSTO/2010
kerógenos. Horsfield et al. (2001), desarrollan un
modelo de balance de masa composicional para la
predicción de la composición del petróleo, usando
MSSV acoplada a modelos cinéticos y de presión,
volumen y temperatura (PVT). Killops et al. (2002),
demuestra que en el modelado de generación a partir
de carbón, los re-arreglos estructurales tienen
implicaciones importantes para la cinética.
Santamaría y Horsfield (2003), detallan el modelo
basado en el balance de masa y comparan resultados
de la relación aceite gas entre los experimentos de
pirólisis en el MSSV, que proporciona el acumulativo y
los datos de boca de pozo, utilizando la relación de
transformación. Schenk y Dieckmann (2004),
muestran un desplazamiento de las Tmax en su
modelo de generación y proponen que disminuyen
sistemáticamente con el incremento de la velocidad de
calentamiento. Di Primio y Skeie (2004), desarrollan
un modelo cinético composicional para predecir la
evolución de la generación de hidrocarburos a través
del proceso de generación primaria y craqueo
secundario, el comportamiento PVT y la cinética
multicomponente.
Dieckmann (2005), desarrolla el modelado de
formación de petróleo, a partir de rocas generadoras
heterogéneas: mostrando la influencia de los factores
de frecuencia sobre la distribución de las energías de
activación y la predicción geológica.
Di Primio y Horsfield (2006), plantean modelos
cinéticos de generación del petróleo total,
desarrollados a partir de esquemas de cinética
composicional capaces de predecir el comportamiento
de fase del petróleo natural para diferentes tipos de
organofacies.
Peters et al. (2006), hacen una revisión de los modelos
numéricos de la generación del petróleo y evalúan la
incertidumbre cinética.
Finalmente, Behar et al. (2008), presentan modelos de
generación con nuevos esquemas cinéticos
composicionales de los mecanismos de craqueo del
aceite. Las investigaciones fueron enfocadas sobre la
estabilidad de las clases químicas pesadas, tales como:
saturados C 14+ , aromáticos C 14+ , y las fracciones polares
(resinas + asfaltenos).
Un diagrama generalizado de los principales autores y
conceptos de los modelos de generación del petróleo,
y como ha sido la evolución de ideas, es mostrado en
la Figura 2.

Figura 2. Diagrama simplificado de la evolución de los modelos de generación de petróleo.
Definición del problema
1. Los problemas que se presentan cuando se
hace la simulación de la generación del
petróleo, al utilizar datos de laboratorio
obtenidos por las técnicas de prirólisis en
sistema abierto, se pueden enumerar en los
siguientes:
2. La cinética composicional utilizada es un
método inapropiado
3. Los modelos matemáticos tampoco utilizan
las ecuaciones o algoritmos correctos
4. Es poco preciso el método para obtener los
parámetros cinéticos
5. Los modelos de movimiento de fluidos a
través de la migración primaria son
inadecuados y su ajuste es limitado con
respecto a la generación del petróleo, porque
no se conoce con exactitud la movilidad de
los compuestos más pesados de SARA
6. Son pocos o insuficientes los trabajos
experimentales
7. Son escasos los datos naturales del subsuelo
Estos problemas se ven reflejados en las falsas
extrapolaciones a las condiciones geológicas
naturales Stainforth, 2009, ya que las energías de
activación y los factores de frecuencia, generalmente
no ajustan con los reales. Las reacciones sintéticas y la
cantidad de HCs formados por gramo de material
orgánico en la roca, no necesariamente coinciden
con los datos de la naturaleza. Además, el calibrado
térmico y el modelado del llenado de la trampa es
simulado en los softwares y en el laboratorio, pero no
consideran muchos aspectos, como por ejemplo, los
efectos de lenta difusión, el fraccionamiento, la
segregación, los radicales libres, el flujo no laminar
durante su transporte, y muchos otros más.
Por estas razones, es necesario probar los modelos
constantemente y compararlos con las condiciones
naturales geológicas, historia de sepultamiento,
historia térmica de la cuenca, estimado de la
proporción de transformación del kerógeno, la
predicción de la composición química para una
condición determinada, la posible relación gas
aceite, y las propiedades físico-químicas de los
AGOSTO/2010
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42
Sección Técnica
aceites y gases. Un
esquema de cómo se
comporta la generación
del petróleo y gas, a partir
de la transformación
continua del kerógeno, es
mostrado en la Figura 3.
Solución y procesos
La mayoría de los modelos matemáticos que describen
la conversión de kerógeno a petróleo, están basados
en las formulaciones de cinética de primer-orden.
Aunque la aplicación de tales modelos requiere del
conocimiento de los parámetros cinéticos del
kerógeno, como las energías de activación y factor de
frecuencia, la práctica común en los estudios de
modelado de cuenca es usar datos cinéticos estándar
de kerógenos normales tipo (I, II o III) cuando los datos
no están disponibles. En muchas ocasiones, cuando se
obtienen los parámetros cinéticos en laboratorio,
revelan una variabilidad significante que parece no
estar relacionada con la clasificación del tipo de
kerógeno, basada por lo general en los índices de
hidrógeno y oxígeno. Asi, cuando se corre algún
ejercicio de modelados de cuencas bajo una
proporción calorífica constante (por ejemplo de 0.5 a
1.5°C/M.a.), usando los datos cinéticos moderados,
indica que esa conversión de la facies orgánica del
kerógeno con distintos parámetros cinéticos, puede
estar fuera de la extrapolación de la edad geológica.
Por consiguiente, la generación de petróleo e historia
de la expulsión, podrían ser más o menos prolongados
y más complejos que el comportamiento cinético de
estas rocas, si fueran consideradas de una facie
homogénea. Estas diferencias son trascendentes
cuando se establece la temporalidad entre la
AGOSTO/2010
Figura 3. Modelo de generación de petróleo en un kerógeno Tipo II marino, con
H/C i = 1.15, E ref = 210 k/mol, analizado por pirólisis en sistema cerrado usando un
tubo de oro 20 K/hr y 24MPa. (Modificado de Stainforth, 2009)
generación de petróleo y la formación o destrucción
de la trampa, particularmente para el caso de las
cuencas sedimentarias con una evolución tectónica
muy compleja.
Un ejemplo de los parámetros cinéticos como energías
de activación y factores de frecuencia, son mostrados
en la Figura 4, donde además se muestra la cinética
multi-componente de una muestra de kerógeno del
Tithoniano de la región sur del Golfo de México.
Discusión
Los precursores orgánicos definen la cinética y
composición primaria del petróleo. Por ejemplo, el
kerógeno tipo I se origina a partir de material orgánico
tipo algáceo, depositado en ambientes lagunares
continentales; está constituido esencialmente por
alginitas, leptinitas y exinitas y produce hidrocarburos
ricos en ceras y compuestos saturados. Ejemplo de
estos kerógenos son los derivados de la Formación
Green River en EUA, así como los kerógenos de la
Formación Honyanchi de la Cuenca Junggar en China,
entre otros.
El kerógeno tipo II se caracteriza por que sus
organismos son de origen marino y textura sapropélica,
con escasos aportes de material terrestre, depositados
en su mayoría en ambientes de plataforma continental,
ya sea somera o profunda y constituido por alginitas,

Figura 4. A) Distribución de las
energías de activación y factor
de frecuencia de una muestra
inmadura de kerógeno del
Tithoniano del Sur del Golfo de
México. B) Distribución de la
cinética multicomponente de la
misma muestra. C) Evolución
de la transformación del
kerógeno mostrado en un
diagrama de la Relación de
Transformación vs. Energías de
Activación expresada en cinco
fracciones.
esporinitas, cutinitas, polen y exinitas. En etapas
tempranas de madurez comienza a generar aceites
parafínicos pobres en ceras y ricos en naftenos,
mientras que en etapas avanzadas de madurez genera
aceites ricos en aromáticos y mayores cantidades de
gases, ejemplos de este tipo de kerógeno son las lutitas
liásicas de la Cuenca de París, del norte de Francia, las
rocas de la Formación Duvernay de la Cuenca de
Alberta, del oeste de Canadá, las lutitas del Toarciano
del sinclinal Hils de la Cuenca de Sajonia del Sur, del
norte de Alemania, las rocas del Jurásico Superior de la
Formación Draupne del Graben del Vikingo del Mar
del Norte, las rocas del Tithoniano de la Sonda de
Campeche, del sur del Golfo de México y muchas
otras más.
El kerógeno tipo III, está representado por material
orgánico húmico de origen primordialmente
continental y costero, constituido por plantas mayores,
con altos contenidos de celulosas, lignitos, huminitas,
vitrinitas y todo tipo de maderas, los ambientes de
depósito son básicamente deltas, lagunas, esteros, etc.
En las primeras etapas de madurez se forma mayor
cantidad de gas que aceite, y éste último es
predominantemente parafínico, nafténico, aromático,
y puede ser rico o pobre en ceras, puede además
formar verdaderas capas de carbón. Ejemplos de este
tipo de kerógenos son: las rocas tirolesas de los Alpes,
Austriacos, las rocas de la Formación Mannville de
Alberta, Canadá, los carbones del Mioceno del delta
de Mahakam de Indonesia, las rocas del Cretácico
Superior de la Cuenca de Douala, Camerún y la
mayoría de las capas de carbón de todo el mundo.
Hay otro tipo de kerógeno es denominado tipo IV, el
cual generalmente es inerte, formado básicamente por
material leñoso con altos contenidos de fusinitas e
inertinitas.
Los principales compuestos del petróleo son los
compuestos que contienen únicamente H y C, y estos
varían de 50 a 98 % en relación a la composición total.
El carbono del 80 al 87% y el hidrógeno del 10 al 15%.
El azufre es un elemento que juega un papel muy
importante en el tipo de aceite a producir, ya que los
enlace S-C son mucho menos estables que los C-C, y
puede estar en concentraciones de 0 a 10%. Las
cantidades de H2S son muy altas y los compuestos
tiociclohexano, alquil-tiofenos y alquildibenzothiofenos
son abundantes. Otro elemento que
interviene en la reactividad del kerógeno es el oxígeno
y dependiendo de sus concentraciones (de 0 a 5%),
será la abundancia o escasez de los compuestos
derivados como: aquil-fenoles, fluorenona, cetonas,
ácidos carboxílicos, furanos, aquil-dibenzofuranos,
esteres y éteres, asimismo, el otro elemento que
también tiene una relativa abundancia es el nitrógeno
e interviene también en la composición original del
petróleo, las concentraciones varían de 0 a 1% y
puede estar presente como: piridinas, quinoleinas,
pirroles, alquil-carbazoles, y alquil-benzocarbazoles.
Junto con todos estos, también se han reportado otros
AGOSTO/2010
43

44
Sección Técnica
metales como el Vanadio, Níquel, Hierro, Aluminio y
Cobre, aunque las concentraciones son siempre
menores al 0.1%.
Los parámetros cinéticos como energías de activación
y factores de frecuencia son de gran ayuda para
construir los modelos de generación y determinar la
composición química de los aceites formados, así
como de la proporción de kerógeno transformado en
petróleo, siempre y cuando las facies orgánicas sean
homogéneas o varíen poco.
Conclusiones
AGOSTO/2010
Figura 5. Esquema de generación y expulsión de petróleo por craqueo primario y
secundario (Modificado de Tissot, 2003)
Los fluidos de petróleo son una mezcla muy compleja
de compuestos de hidrocarburos y otros elementos
como S, O y N, así como pequeñas cantidades de
algunos metales como V y Ni, y por consiguiente,
todavía son poco entendidos los procesos de
formación para poder determinar todos los parámetros
cinéticos y describir las reacciones del craqueo
térmico cuando se hace una reacción sintética. Para
determinar estos parámetros, se ha usado la cinética de
la química clásica en la que, el grado de conversión se
mide en función de la temperatura y del tiempo,
mediante una serie de experimentos a diferentes
temperaturas, pero constantes. Lamentablemente, los
modelos de generación de hidrocarburos en
laboratorio son hasta ahora muy limitados, cuando se
La expulsión del petróleo aparentemente se hace por
pulsaciones y no de manera continua como es el caso
del proceso de generación, donde el incremento de
temperatura es constante y por ende, la maduración no
es reversible. Cuando una roca generadora se llega a
saturar de fluidos, la fuerza ejercida en el medio
poroso, hace que llegue un momento en que se tenga
que expulsar cierta cantidad del mismo, hasta que se
vuelve a cargar y así siguiendo. El modelo de
generación debe tomar en consideración éste y varios
aspectos más, Figura 5.
aplican a una mezcla compleja, debido a la ocurrencia
de un sinnúmero de reacciones químicas paralelas,
tanto a la temperatura de reacción deseada, como
durante el tiempo en que la muestra es llevada a dicha
temperatura. El resultado que se observa, a cada
medición de temperatura, es la superposición de tales
reacciones. Sin embargo, en términos generales, es
una buena herramienta para predecir a groso modo la
composición original in situ del petróleo derivado de
precursores orgánicos, porque las aproximaciones de
sus propiedades físico-químicas son cada día más
certeras y con éstas se apoya el modelado de cuencas o
del sistema petrolero. Por lo tanto, los modelos de
generación de hidrocarburos que están basados en
estos datos y conceptos, cada vez más serán las clases
químicas que se involucren en los modelos cinéticos y
la predicción de la calidad de los petróleos.

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Sección Técnica
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Ing. Demetrio Marcos Santamaría Orozco
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Cursó la carrera de Ingeniero Geólogo en la Facultad de Ingeniería de la UNAM, Maestro en Ingeniería en
Recursos Energéticos del Subsuelo, de la División de Estudios de Posgrado de la FI de la UNAM y Doctor
en Ciencias Naturales de Rheinisch-Westfaelische Technische Hochschule RTWH Aachen, República
Federal Alemana, 1998.
Ha impartido clases de la asignatura Estratigrafía en la FI de la UNAM. Participó en el Seminario de
Geopolítica y Recursos Energéticos de la FCP de la UNAM. Profesor de Geodinámica de Cuencas en el
Posgrado del Instituto Mexicano del Petróleo (IMP).
Trabaja desde 1984 para el IMP. Tiene 28 años de experiencia, 3 en la iniciativa privada. Ha realizado
trabajos de exploración en: minería, mecánica de rocas, estratigrafía, sedimentología, análisis de cuencas y
geoquímica del petróleo. Ha participado en proyectos de evaluación de las cuencas sedimentarias, como:
Sabinas, Tampico-Misantla, Zongolica, Tlaxiaco, Sonda de Campeche y Golfo de México. Ha participado
en 18 proyectos del IMP, en 9 como responsable. Autor de 1 libro, de 1 capítulo de libro, Autor o coautor de
18 artículos científicos, 7 internacionales y 10 nacionales. Ha participado en más de 35 congresos e
impartido más de 20 conferencias; en Alemania, Brasil, Colombia, Venezuela, EUA y México.
Es especialista en la predicción de la composición de hidrocarburos a partir de maduración artificial de
kerógenos y asfaltenos, a través de experimentos de laboratorio de pirólisis en sistema cerrado y cinética de
extractos de rocas generadoras y aceites crudos. Se ha especializado en trabajos sobre administración del
conocimiento y planeación estratégica de nuevas tecnologías en la industria petrolera. Es el autor del
concepto Memoria Institucional del IMP. Ha participado en la planeación estratégica de asimilación de
tecnóloga para PEMEX-PEP.
Es miembro activo de: Asociación Mexicana de Geólogos Petroleros (AMGP), Sociedad Geológica
Mexicana (SGM), Asociación Latino Americana de Geoquímica Orgánica (ALAGO) y American
Association Petroleum Geologists (AAPG), Es académico titular de la Academia de Ingeniería de México
(AI). Es árbitro de varias revistas científicas internacionales (3) y nacionales (3).
Ha sido Presidente Nacional de la SGM (2001-2002). Presidente de la Delegación México de la AMGP,
(2005-2007). Presidente del 1er Workshop sobre Gas de la ALAGO en 2001, Director sección México de la
ALAGO (2002-2008). Director del Comité de Ciencias de la Tierra de la UMAI (2002-2005). Miembro del
Sistema Nacional de Investigadores SNI (2001 a 2006).
Premio 1er lugar en Exploración y Producción del IMP en 1991. Reconocimiento al mejor trabajo del IMP
en Exploración en 1998 por PEP-PEMEX.
AGOSTO/2010
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Sección Técnica
Posicionamiento y navegación, durante la adquisición del
estudio sismológico tridimensional anegada Labay, en
aguas del Golfo de México
Ing. José Gerardo Beltrán Vázquez
Incursionando en Aguas Profundas
Dentro del Proceso Exploratorio paso a paso, se
cumplen varias etapas, primero la Exploración, cuyo
objetivo es proporcionar los conocimientos
estructurales y estratigráficos necesarios para la
generación de localizaciones exploratorias, aquí
inicia la etapa de perforación, trabajando en pozos
exploratorios y delimitadores, con el resultado de
estos pozos se hacen correlaciones de datos
estimados y reales, dependiendo de los resultados y
del análisis de costos, (precio actual del petróleo), se
elige una estrategia que permita decidir perforar o no
pozos de producción, si el resultado es afirmativo, a la
par se inician los trabajos de diseño de instalaciones
(ductos, estaciones compresión, válvulas, etc.)
AGOSTO/2010
La Exploración y la Perforación son trabajos afectados
por un factor de riesgo importante, además de ser
producto de un proceso largo y costoso, por lo que en
un lapso no menor de 10 años, podremos tener
resultados.
Como podemos apreciar, este no es un trabajo fácil,
aquí nuestra especialidad juega un papel determinante
desde la etapa exploratoria hasta la de producción.
Para la realización de este Estudio, fue necesario
realizar una justificación técnica, elaborada por los
especialistas en las áreas de Geofísica y Geología y los
ahora llamados geocientíficos, este análisis incluyó
información geológica generada a partir de pozos ya
perforados, los cuales se anotan a continuación.

Tomando en consideración que los trenes
estructurales en tierra tienen la posibilidad de seguir
hacia el mar, se tomaron en cuenta el Estudio
Transicional Camaronero 3D y los pozos del campo
Vistoso, los estudios Holok Alvarado 3D y
Cañonero 3D contribuyeron con información para el
diseño de Anegada Labay, así se determinaron los
objetivos geológicos que se perseguirían con la
realización del 3D.
Objetivos geológicos
Plioceno Inferior-Mioceno Inferior - Oligoceno
Superior
Estudio sismológico ANEGADA-LABAY 3D
Objetivo
Adquirir un volumen de información sísmica
tridimensional de buena calidad y alta resolución,
que permita definir confiablemente los componentes
estructurales y estratigráficas de las trampas
potenciales de hidrocarburos, para sustentar la
documentación de localizaciones exploratorias
como un “proceso del potencial petrolero”
El estudio sismológico tridimensional marino
Anegada Labay 3D, se localiza en aguas territoriales
del Golfo de México en el Proyecto de Inversión
GOLFO DE MÉXICO SUR, con una superficie
2
aproximada de 7,278 km equivalente a 194,080 Km
CMP's. Entre tirantes de agua de 100 a 2500 metros,
en frente de las costas de Puerto de Veracruz.
Para la realización de este estudio se tomaron en cuenta aspectos importantes como la actividad pesquera
comercial y turística, propia del Puerto de Veracruz, nuestros límites al extremo occidental del estudio nos
situaron a escasos 40 Km de la costa.
AGOSTO/2010
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50
Sección Técnica
Así es que no sólo era navegar en el área, sino cuidar los 8.1 km de cable que el barco remolca, teniendo el apoyo
de dos embarcaciones que se encargaron de escoltar y avisar a las diferentes embarcaciones para limpiar el área
de maniobras.
Calibración de los equipos
El barco dentro de su sistema de Navegación tiene
integrados dos Girocompás IXSEA OCTANS III, que
funcionan de manera continua.
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(El Girocompás señala al Norte Geográfico, es decir,
la dirección del eje de rotación de la Tierra y no al
Norte Magnético)
Girocompás ubicado en el puente de mando del Barco

Giroscopio
El giroscopio fue verificado
en el Puerto de Tuxpan
antes del inicio del las
operaciones.
Sistemas de posicionamiento y navegación
Esta etapa es primordial ya que para el proceso de los
datos debemos asegurar que la posición de la fuente y
los receptores es la correcta.
Diferencias en un rango de 15 metros
El barco cuenta con su propio sistema de navegación
DGPS (FURUNO GP150), cuya característica es el
posicionamiento dinámico mediante el programa de
navegación FURUNO TELCHART TECDIS, provisto
de 2 receptores GPS marca ASHTEC 2X.
AGOSTO/2010
51

52
Sección Técnica
Así, el barco trabaja con un sistema de navegación en
línea que le permite conocer en tiempo real su
El sistema dispone del soporte de una RED GPS, integrada por más de 100 estaciones de referencia ubicadas
en todo el mundo, la mayor parte de ellas cerca de las costas para auxiliar a la navegación
Las estaciones de Referencia en tierra, que utilizaron los sistemas de navegación y posicionamiento fueron:
Las características especiales de este tipo de sistemas
de Navegación es el posicionamiento, éste se realiza
en forma dinámica, ya que el barco está en constante
movimiento, por lo se requiere de varias estaciones
de referencia, las cuales apoyan al sistema mediante
el método DGPS.
AGOSTO/2010
posición mediante el uso de satélites de
comunicación, además está provisto de:
La estación de referencia DGPS, utilizada para este
levantamiento, está ubicada en Ciudad del Carmen,
Campeche, cuyas coordenadas geodésicas en el
sistema WGS-84 son: 18° 38' 54.08910'' N y 091°
50' 40.73253'' W, con una altura elipsoidal de:
3.776 m.

AGOSTO/2010
53

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Sección Técnica
Primario
STARFIX HP DGPS SATELITE AORW low power satellite
El Sistema Primario de posicionamiento y navegación del barco fue GPS diferencial en tiempo real,
transmitiendo las correcciones diferenciales RTCM-104 (Radio Technical Comissión Maritime), mediante enlace
de comunicación vía satélite desde las estaciones de referencia DGPS pertenecientes al sistema de la Red
Internacional ITRF-92.
Las correcciones diferenciales RTCM son provenientes de un sistema mundial basado en la
RADIONAVEGACION que proporciona datos directamente ligados a los sistemas de radar.
Sistema secundario
DGPS SATELITE AM-sat high power satellite
El Sistema Secundario de posicionamiento y navegación también fue DGPS diferencial en tiempo real y operó en
forma independiente al sistema primario, este sistema proporciona precisiones de 10 cm. (95%) en posición
horizontal y 15 cm (95%), en posición vertical.
AGOSTO/2010
TABLERO DE CONTROL DEL SISTEMA GPS MONITOREANDO ESTACIONES DE REFERENCIA Y LOS SATELITES DE LOS
CUALES ESTA RECIBIENDO INFORMACION

Está basado en las observaciones de receptores de
doble frecuencia y las correcciones las obtiene de
las estaciones de referencia que se hayan elegido
cerca del área de trabajo.
Se compone del siguiente equipo:
• 2 moduladores STARFIX provistos de antena
y cable
• 2 SPM 2000 móviles provistos de antena y
cables
• Sistema STARFIX que recibe y procesa las
correcciones de las estaciones de
Referencia
Posicionamiento de las boyas delanteras y de cola
Sistema acústico de posición
Se utilizó un sistema de medición acústico (RED)
para determinar las posición del centro de la fuente
de energía, la cabeza de cada cable marino y las
posiciones de los grupos con relación al punto de
referencia de navegación del barco, también la
posición de la cola de cada cable marino y de los
grupos lejanos relativos a las boyas de cola.
Para verificar la desviación de los cables con
relación a la dirección del barco, se utilizaron
brújulas en cada uno de los cables marinos a
intervalos definidos no excediendo los 300 metros.
El sistema está compuesto de transceptores montados
en el casco de la embarcación, en las fuentes, en los
cables sísmicos, en las boyas de lado de babor y en el
de estribor, además de la unidad controladora
abordo.
Se utilizaron cuatro redes acústicas, consistentes de:
1 frente, 2 medio y 1 posterior. Los detalles de las
redes individuales se encuentran a continuación.
Además se desplegaron dos Velocímetros Digicourse
y dos Speedlogs. Los datos obtenidos de los
Velocímetros se utilizaron para verificar la validez de
la escala acústica insertada en Orca y aplicada como
escala de las mediciones acústicas durante el postprocesado.
Red frontal:
La red frontal consistió de 34 nodos acústicos:
2 unidades montadas en el casco, 1 unidad en cada
una de las 6 cuerdas de cada arreglo de pistola, 24
unidades, dispuestas 3 por cable sísmico y 1 unidad
montada en cada boya frontal.
El propósito de la red frontal es empatar el extremo
cercano de los cables sísmicos y las fuentes con la
embarcación y las boyas frontales.
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Sección Técnica
Red media:
La red media consistió de un total de 32 unidades acústicas en filas dobles a través de los cables sísmicos. El
propósito de la red media es principalmente monitorear la separación de los cables sísmicos
Red posterior:
El propósito principal de la red posterior es amarrar los cables sísmicos al sistema de posicionamiento RGPS en las
boyas de colas, y está formada por un total de 24 unidades acústicas, como se muestra en la figura a continuación:
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Es normal que después de
periodos de mal tiempo, se
presenten problemas, para
resolverlos se auxilia del
bote de trabajo, que se
encarga de realizar las
reparaciones a los sensores
acústicos
Brújulas de los cables:
Se colocaron un total de 30 pájaros a lo largo de cada
uno de los cables sísmicos. El espaciamiento nominal
fue de 300m, con una unidad adicional en la parte
posterior de los cables sísmicos, para proveer
redundancia cercana al centro del primer grupo
receptor y del último receptor
En esta gráfica se muestra la dirección del barco la desviación de los cables (feathering), las estaciones
GPS de referencia y el error radial que se presenta en el posicionamiento dinámico.
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Sección Técnica
Se garantizó la configuración de los sensores acústicos proporcionando la geometría apropiada para una
solución satisfactoria de mínimos cuadrados de las redes.
Registro continuo del perfil
batimétrico
Ecosonda:
Su función es determinar la
profundidad del mar y conocer las
características del fondo marino a
partir de la porción de energía
acústica reflejada por el fondo. La
sonda puede operar con un máximo
de cuatro canales de frecuencia,
simultáneamente.
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El barco se encuentra equipado con un equipo
Ecosonda independiente que funciona constan-
temente para determinar las profundidades del piso
marino y así asegurar la integridad del mismo. En este
estudio se utilizó un Ecosonda de dos frecuencias,
usando un transductor montado en el casco de la
nave, es importante para el proceso de los datos
conocer la velocidad de sonido en el agua, ésta se
determinó mediante un estudio hecho con
anterioridad por otra embarcación, durante la
Controles de calidad, posicionamiento y navegación
Para la supervisión se establecieron los siguientes
criterios con el propósito de garantizar la integridad y
calidad de los datos adquiridos.
Siendo este un trabajo que se desarrolla en el mar, la
problemática aumenta exponencialmente en cuanto
a la adquisición de datos, la inmensidad y
grandiosidad de éste, así como las condiciones
meteorológicas, nos obligan a tomar en cuenta
muchos aspectos relacionados con la seguridad y el
cuidado del medio ambiente.
Toda la operación es sistematizada, la navegación y
la adquisición utilizan tecnología de punta, por lo
adquisición se realizó un monitoreo en forma
constante debido a los cambios por temperatura y
mediciones de salinidad a través de la columna de
agua, estos valores fueron registrados y grabados.
El perfil batimétrico se registró en forma continua en
formato analógico y digital en las dos frecuencias de
operación que fueron 12 y 38 khz, con un muestreo
constante a cada segundo, consistente con la
velocidad del barco.
que el monitoreo continuo de cada una de las
pantallas ubicadas en el cuarto de instrumentos, nos
permite evaluar en tiempo real el funcionamiento y
cumplimiento de los parámetros de operación de
cada uno de los componentes involucrados en la
operación.
Los parámetros de adquisición establecidos en el
CONTRATO, resultan ser los elementos de nuestro
tablero de control, para llevar a cabo la supervisión
de los trabajos, a partir de los parámetros se genera
un Preplot (coordenadas predictivas), el cual nos
indica la dirección de las líneas de navegación que
deberá seguir el barco (secuencias) así como el
arreglo de la fuente de energía, el número de cables y
la separación entre ellos, la profundidad tanto de la
fuente como del cable.
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Sección Técnica
Las líneas de navegación fueron orientadas en la dirección Este–Oeste, con una longitud promedio de 97 Km. El
área de estudio se dividió en 3 bloques, permitiendo disminuir el tiempo entre cambios de línea y aumentar la
producción.
A la par se realiza un plan para cubrir el área del
estudio, teniendo en cuenta que el barco inicie en un
extremo, siga la dirección establecida y regrese en la
dirección contraria, a una distancia que estará en
función del área de maniobras que necesite el barco
para realizar el cambio de línea.
AGOSTO/2010
El primer paso que realiza el barco sobre la línea
predictiva, se cuenta como producción primaria,
debido a las corrientes y a las desviaciones que
produce siempre se tiene que planear otro paso que se
denomina de relleno (infill).

Para la aceptación de las secuencias de navegación se establecieron las siguientes condiciones:
QC navegación
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62
Sección Técnica
Análisis y proceso de los datos de
posicionamiento y navegación
Los datos crudos de posicionamiento
y navegación que se obtuvieron
grabados en formato digital fueron:
Procesamiento
El procesamiento de una secuencia de datos, consiste de 5 pasos bien definidos y se conoce como el flujo de
concepto.
Al terminar el procesamiento de los datos, se genera
el REPORTE DE CONTROL DE CALIDAD, el cual
contiene a detalle los valores de las diferencias
encontradas, y los valores permisibles, para el total de
las secuencias procesadas.
Los datos procesados de navegación se grabaron en
formato digital bajo la nomenclatura UKOOA-
P1/90. (UKOOA [United Kindong Offshore
Operators Association]).
Conclusiones
La exploración en aguas profundas es una realidad,
los trabajos que PEMEX ha desarrollado al momento,
son apenas el comienzo de esta gran etapa, para
descubrir yacimientos que le permitan a PEMEX
invertir en infraestructura y llegar a las metas de
producción comprometidas.
El estudio Anegada-Labay 3d etapa 1, se desarrolló
satisfactoriamente, cumpliendo con los parámetros
de operación establecidos en el contrato, superando
las condiciones meteorológicas adversas y la
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problemática de tráfico portuario de Veracruz, de
igual manera se cumplió con los estándares de
calidad y protección ambiental.
Este estudio resulta un activo importante de
información geofísica y geológica, que abre a PEMEX
nuevas expectativas en los trabajos en aguas
profundas.
La participación de nuestros profesionistas, hasta el
momento ha sido limitada, debemos impulsar la
capacitación y el desarrollo acompañando a estas
compañías en la ejecución y no sólo en la
supervisión.
Referencias
• Material Propiedad de PEMEX, Activo de
Exploración Golfo de México Norte, Estudio
Anegada – Labay 3D.
• FUGRO-GEOTEAM AS y FUGRO CHANCE
DE MÉXICO S.A. DE C.V.

Ing. José Gerardo Beltrán Vázquez
Currículum vitae
Ingeniero Topógrafo y Fotogrametrista Egresado del Instituto Politécnico Nacional,
Escuela Superior de Ingeniería y Arquitectura, División Ciencias de la Tierra
1973-1976
Especialista en Geodesia, Cartografía
Tecnología Satelital Gps
Tecnología Sig
Imágenes Raster (Ortofotos Digitales)
Trabajos de Exploración Sísmica Terrestre
Trabajos de Exploración Sísmica Marina
Topografía Convencional
Manejo de equipo, proceso GPS
Manejo de Sistemas de Información Geográfica
Control Terrestre
Navegación y Posicionamiento
Manejo de equipo y Software
Experiencia profesional
1978-1981 GSI de México S.A. de C.V.
Jefe de Topografía
Estudios sismológicos bidimensionales vibradores en Veracruz, Tamaulipas y San Luis
Potosí.
1981–1981 GSI de Perú Inc. Texas Instrument
Jefe de Topografía / Jefe de brigada.
Estudios Sismológicos Bidimensionales Portátiles en el Perú
1981–1985 GSI de Venezuela Inc. Texas Instrument
Jefe de Topografía / Jefe de brigada
Estudios Sismológicos Bidimensionales Vibradores en Venezuela usando Tecnología GPS
1986–1987 GSI de México S.A. de C.V.
Administrador / Jefe de brigada
Estudios Sismológicos Bidimensionales Vibradores / Portátiles
En los estados de San Luis Potosí y Veracruz
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64
Sección Técnica
AGOSTO/2010
1987–1990 Servicios Topográficos para Fotogrametría S.A. DE C.V.
Jefe de Topografía, Realización de los trabajos Apoyo GPS.
1990–1991 CMG de México S.A. DE C.V.
Jefe de Topografía
Estudios Sismológicos: Selva Lacandona (Chiapas, Tabasco)
Proceso de Datos topográficos.
1991–1994 IMT de México S.A. DE C.V.
Supervisor de Topografía
Líneas de conducción, generación ortofotos, control terrestre
Realización de los trabajos Apoyo GPS.
Generación y manejo de ortofotos digitales.
1995–1997 CAPILANO Geofísica de México S.A. DE C.V.
Supervisor de Topografía
Estudios Sismológicos: Culebra 3D,
Trabajos en los Bloques 16 y 17 para GEOCUBA en la República de Cuba.
Supervisión de los trabajos Geodésicos, Topográficos y Cartográficos.
Capacitación al Personal de Topografía.
1997–1998 GEOEVALUACIONES S.A. DE C.V.
Supervisor de Topografía
Estudios Sismológicos: Poza Rica 3D, Copite López Mateos 3D, Paraíso Novillero 3D,
Alondra 3D.
Supervisión de los trabajos Geodésicos, Topográficos y Cartográficos.
Capacitación al Personal de Topografía.
1998-2009 PEMEX EXPLORACION Y PRODUCCION
• Integrante de la Red de Expertos en Sistemas de Información Geográfica
• Unidad de Control y Validación Geodésica, Topográfica y Cartográfica
Activo de Exploración Golfo de México Norte
• Supervisor de Obtención de Imágenes y Cartografía Digital
• Supervisor de los estudios Marinos
• Ejecución de Estudios sísmicos tridimensionales en la Cuenca de Burgos
• Encargado del Área de Cartografía en Activo Integral Veracruz
• Verificación de posición de los pozos
• Supervisor de Topografía en los estudios sísmicos Tridimensionales.

A T E N T A I N V I T A C I Ó N
A TODAS LAS DAMAS ESPOSAS DE LOS INGENIEROS DE LA ASOCIACIÓN
DE INGENIEROS PETROLEROS DE MÉXICO, A.C.
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