| Revista: | Ingeniería petrolera |
| Base de datos: | PERIÓDICA |
| Número de sistema: | 000448913 |
| ISSN: | 0185-3899 |
| Autores: | Flores Mondragón, Jesús Salvador1 Boscán Castillo, Luis Angel1 Boscán Castillo, Ender1 Alvarez Morales, Luis Valente1 Argüelles Sánchez, Carlos Agustín1 Alvarez Reyes, Luis Antonio1 |
| Instituciones: | 1Oleum Technology, Villahermosa, Tabasco. México |
| Año: | 2020 |
| Periodo: | Jul-Ago |
| Volumen: | 60 |
| Número: | 4 |
| Paginación: | 283-297 |
| País: | México |
| Idioma: | Español |
| Tipo de documento: | Artículo |
| Enfoque: | Aplicado, descriptivo |
| Resumen en español | Los servicios integrales se ejecutaron en tres pozos terrestres del campo Poza Rica de Pemex. El objetivo principal es incrementar la producción de aceite y disminuir la producción de agua en pozos con sistemas de bombeo mecánico, mediante el control de la presión de fondo fluyendo (Pwf) desde superficie a través del espacio anular. La metodología del Sistema Integrado de Producción (SIP), se basa en encontrar la presión de fondo fluyendo óptima, mediante el control de la presión del espacio anular en superficie; esta tecnología también influye en la viscosidad del aceite/ oil viscosity µo y en la permeabilidad efectiva del aceite ko, principalmente el SIP trata de mantener un flujo crítico desde el yacimiento, es decir, mantener una relación de presiones entre la de fondo fluyendo y la estática, que sea menor igual a .5283; para poder aplicar esta tecnología, es necesario que los pozos no tengan empacador o tengan las camisas abiertas, se tenga una sumergencia mayor igual a 100 metros y gas libre en el anular mayor o igual a 30 Mpcd; para su instalación solo se requiere de 2 m2 en superficie y realizar dos conexiones, una en la salida del espacio anular y la segunda en la línea de descarga. Al probar la tecnología en los tres pozos se obtuvieron los siguientes resultados: el pozo A logró un incremento de la producción neta de 96.47 bpd y una disminución del 20.18% de agua, para el pozo B el incremento de la producción neta es de 14.51 bpd, mientras la disminución de agua es del 8.09% y finalmente el pozo C obtuvo un incremento de la producción neta de 21.91 bpd, y una disminución de agua del 68.14% |
| Resumen en inglés | Comprehensive services were carried out in three onshore wells in Pemex’s Poza Rica field. The main objective is to increase oil production and decrease water production in wells with mechanical pumping systems, by controlling the bottom pressure flowing (Pwf) from the surface through the annular space. The Integrated Production System (SIP) methodology is based on finding the optimal bottom pressure flowing, by controlling the pressure of the annular space on the surface; this technology also influences the oil viscosity µo and the effective permeability of the oil ko, mainly the SIP tries to maintain a critical flow from the reservoir, that is, to maintain a pressure relationship, between the flowing bottom pressure and the pressure static, which is less than .5283; in order to apply this technology, it is necessary that the wells do not have a packer or have open jackets, a submergence greater than 100 meters and free gas in the ring greater than or equal to 30 Mscfd, for its installation it only requires 2 m2 on the surface and to make two connections, one at the exit of the annular space and the second on the discharge line. When testing the technology in the three wells, the following results were obtained: well A achieved an increase in net production of 96.47 bpd and a decrease of 20.18% of water, for well B the increase in net production is 14.51 bpd, while the decrease in water is 8.09% and finally well C obtained an increase in net production of 21.91 bpd, and a decrease in water of 68.14% |
| Disciplinas: | Ingeniería |
| Palabras clave: | Ingeniería petrolera, Pozos petroleros, Bombeo mecánico, Producción de petróleo |
| Keyword: | Petroleum engineering, Oil fields, Mechanical pumping, Oil production |
| Texto completo: | https://biblat.unam.mx/hevila/Ingenieriapetrolera/2020/vol60/no4/4.pdf |
