A13 CAP 9

CAPITULO 9 CASOS DE CAMPO: CAMPO COSTERO

----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- Captulo 9 Caso de campo: Campo Costero El empleo de la metodologa de administracin integral de yacimientos, descrita en los captulos anteriores, se inicio en Mxico a mediados de la dcada de los 80s cuando se empez a incursionar en proyectos de gran importancia, entre los que destacan el proyecto del Complejo Cantarell y el proyecto Abkatn-Pol-Chuc. Con el fin de observar como se ha aplicado el proceso de administracin integral de yacimientos; este capitulo presenta un panorama general de dicha metodologa a travs de la aplicacin en un campo petrolero de nuestro pas, el cual presenta un yacimiento naturalmente fracturado y de gas y condensado; por lo que a continuacin se expondr detalladamente dicho caso de campo. 9.1 Campo Costero47,* 9.1.1 Antecedentes El campo Costero se localiza en el municipio de Centla, Tabasco, a una distancia de 17 km al noreste de la ciudad de Frontera. Geolgicamente forma parte de la Provincia de las Cuencas Terciarias del Sureste, Subprovincia Cuenca de Macuspana (Fig. 9.1). Este campo fue descubierto como un yacimiento de Gas y Condensado con la perforacin del pozo Costero No. 1 en el ao 1992, el cual alcanz la profundidad de 6,500 metros y result productor de gas y aceite superligero de 49 API en la formacin Cretcico Medio. Con base al clculo de la reserva y a la informacin disponible, en abril del ao 2000 se present el Proyecto Costero para ser dictaminado por la Secretaria de Hacienda y Crdito Pblico, en donde se tena considerado realizar la reparacin mayor del pozo Costero-1 y perforar pozos de desarrollo terrestres y marinos, alcanzando una plataforma de produccin mxima de 50 MMPCD de gas y 8000 BPD de aceite ligero a partir del ao 2004. Por lo que se resolvi llevar a cabo un estudio integral del campo Costero, con el objetivo de darle un mayor soporte tcnico-econmico al desarrollo futuro del campo, considerando la integracin de las geociencias para formular el modelo esttico y con la informacin de presin-produccin se defini el modelo dinmico, se incluyen los diseos de los pozos, as como la infraestructura de produccin; la evaluacin econmica incluy la parte de inversin requerida para todas la actividades, obteniendo un anlisis de factibilidad tcnica mejor soportado, para llevar a cabo el proyecto.

199


-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

XICALANGO

NARVAEZTROMPO

BOCA DELTOROSAN ROMAN

OJILLAL

CANTEMOC

CARRETERA DEL GOLFO

COBO

JIMBAL

VERNET

VERNET OESTE

FORTUNA NACIONAL

CD.PEMEX

TEPETITAN

A. SERDAN

SANCARLOS

JALAPA

Ro Chi lapa

140 000 160 000 180 000 200 000 220 000 240 000

-40 000-20 000

20 00040 000

60 000

ATASTA

TAMULTE

CARRETERA VHSA.- - CAMPECHE

ALMENDRO

Ro

Grija

lva

Ro Chilapilla BITZAL

LAGUNA ALEGRE

NUEVOS LIRIOS

Ro Usumacinta

USUMACINTA

Ro San Antonio

FRONTERA

Ro Usumacinta

GOLFO DE MEXICO

0

MANGAR

ZARAGOZA

HORMIGUERO

GUIRO

ACACHU

TEPETITANACAHUAL

MACUSPANA

PALIZADA

VILLAHERMOSA

JONUTA

ESPADAAL

TASAJERO

CHINAL

GUANAL

TRIUNFO

MEDELLIN

SARLAT

JOSE COLOMO

Campo Costero

CHILAPILLA

Fig. 9.1.- Plano de localizacin del Campo Costero.

En abril de 1993 se inicio un estudio multidisciplinario para la delimitacin y caracterizacin del campo, apoyado con la interpretacin da la ssmica bidimensional. Posteriormente, en el ao de 1998, se realizaron estudios similares apoyados en la nueva ssmica tridimensional, 3D. Como resultado de estos estudios se modific sustancialmente el modelo geolgico de la formacin productora, definiendo una estructura alargada con direccin Norte-Sur, virtualmente seccionada por la lnea de costa, quedando la porcin Norte del campo bajo las aguas del Golfo de Mxico (porcin marina). Derivado de la ausencia de infraestructura necesaria para el manejo de la produccin del pozo descubridor, no haba sido posible caracterizar su comportamiento dinmico. El alcance del proyecto consisti en implementar un mtodo de trabajo con el objetivo principal de integrar especialistas de geociencias, yacimientos, pozos e infraestructura del Activo Regional de Exploracin Regin Sur y del Activo Integral Macuspana a travs del Programa Estratgico de Gas, apoyados con nuevas tecnologas, que permitieran tomar decisiones ms efectivas en un lapso de tiempo menor a efecto de mejorar el desarrollo del campo y maximizar el valor econmico del proyecto.

200


----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- El flujo de trabajo comprendi la generacin del modelo esttico y la simulacin numrica del yacimiento del Cretcico Medio, utilizando herramientas integradas y tecnolgicamente innovadoras, logrando un mejor entendimiento del comportamiento dinmico del yacimiento y mejorando el diseo de los pozos para el drenaje del mismo. Asimismo, se consider la parte correspondiente a la infraestructura requerida para el manejo de la produccin esperada y el anlisis econmico que permiti definir la mejor alternativa con base en los indicadores econmicos de este estudio. En la realizacin de este trabajo, se cont con el apoyo de la paquetera y asistencia del manejo del software especializado. Para la Caracterizacin de yacimientos es fundamental el conocimiento de los siguientes aspectos:

El modelo geolgico regional, que incluye el estilo estructural y el modelo estratigrfico-sedimentolgico.

El modelo del yacimiento o el sistema poroso, es decir, la calidad de la roca almacn como resultado de la diagnesis y su efecto en las propiedades petrofsicas de las rocas.

Las propiedades petrofsicas de las rocas a partir de los registros geofsicos, mismas que son calibradas con el modelo de presin capilar (anlisis de ncleos), de donde se obtienen espesores, porosidad, permeabilidad, volumen de hidrocarburos y las propiedades mecnicas de las rocas.

La trampa definida mediante la interpretacin ssmica, donde se obtiene la geometra, volumen, compartamentalizacin interna, fracturas y la naturaleza de los esfuerzos que intervienen en su formacin.

Las unidades de flujo, obtenidas del modelo esttico mediante el anlisis de fluidos, presiones y produccin. Con ellas se puede mapear la heterogeneidad del yacimiento, su distribucin y anatoma, en un modelo cuantitativo que ser el producto para la simulacin dinmica.

Las actividades que se realizaron para obtener lo anterior fueron las siguientes (Fig. 9.2):

Preparacin, integracin y carga de la informacin del proyecto, Interpretacin de la informacin ssmica 3D, Construccin de una seccin estratigrfica, Determinacin de las propiedades petrofsicas, Integracin geolgica-geofsica, para generar el modelo geolgico, Clculo del volumen original, Simulacin numrica del yacimiento, Programa de desarrollo, Optimizacin de la infraestructura superficial de explotacin, y Anlisis econmico bajo diferentes alternativas de explotacin.

Con la correlacin detallada y las marcas, el marco estratigrfico fue subdividido en unidades de flujo. El concepto de unidad de flujo implica que las marcas identificadas en las curvas de correlacin se caracterizan por una continuidad lateral, adems de rangos de propiedades petrofsicas de porosidad y permeabilidad similares.

201


-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

QCBase de datos

OpenWorks

Evaluacin p etrofsica

Generacin de Sismogramas Sintticos. Calibracin de Tablas Tiempo Profundidad

Reconocimiento preliminar

Definicin de la c olumna e stratigrfica

Correlacin de topes de u nidades

Preparacin de datos ssmicos

Interpretacin Estructural en Tiempo

Modelo 3D de Velocidades

Generacin de atributos ssmicos post apilamiento

Definicin del marco estructuralen profundidad

Planeacin de trayectorias pozos.

ALTO

ALTO

ALTO

Interpretacin l itolgica. m apas de l itofacies y e lectrofacies. g eneracin de s ecciones c ruzadas.

QC Base de datos

OpenWorks

Evaluacin p etrofsica

Generacin de Sismogramas Sintticos. Calibracin de Tablas Tiempo Profundidad

Reconocimiento preliminar

Definicin de la c olumna e stratigrfica

Correlacin de topes de u nidades

Preparacin de datos ssmicos

Interpretacin Estructural en Tiempo

Modelo 3D de Velocidades

Generacin de atributos ssmicos post apilamiento

Definicin del marco estructuralen profundidad

Planeacin de trayectorias pozos.

ALTO ALTO

ALTO ALTO

ALTO ALTO

Interpretacin l itolgica. m apas de l itofacies y e lectrofacies. g eneracin de s ecciones c ruzadas.

Fig. 9.2.- Diagrama de flujo de trabajo desarrollado para el proyecto piloto Costero.

9.1.2 Modelo estratigrfico La columna estratigrfica conocida en la estructura Costero, comprende 5, 463 m de rocas terciarias que van del Paleoceno al Reciente, consistentes en sus partes media y superior de rocas siliciclsticas y en su parte inferior de rocas calcreo-arcillosas (margas y calizas arcillosas). Mientras que el Mesozoico comprende 1, 025 m de rocas constituidas por lutitas arenosas, calizas arcillosas y calizas oolticas en el Jursico Superior, por dolomas micro a mesocristalinas en el Cretcico Medio e Inferior y por calizas arcillosas brechoides en el Cretcico Superior (Fig. 9.3).

202


-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

J. SUPERIOR KIMMER

J. SUPERIOR TITHOJURSICO

K. INFERIOR

K. MEDIO

K. S. AGUA NUEVA

K. S. SAN FELIPE

K. S. MENDEZ

K. SUPERIOR

CRETCICO

PALEOCENO INFERIOR

PALEOCENO SUPERIORPALEOCENO

EOCENO INFERIOR

EOCENO MEDIO

EOCENO SUPERIOR

EOCENO

OLIGOCENO INFERIOR

OLIGOCENO MEDIO

OLIGOCENO SUPERIOR

OLIGOCENO

DEPSITOMIOCENO INFERIOR

ENCANTOMIOCENO MEDIO

CONC. INFERIOR

CONC. SUPERIOR

FILISOLA

PARAJE SOLO

MIOCENO SUPERIOR

MIOCENO

J. SUPERIOR KIMMER

J. SUPERIOR TITHOJURSICO

K. INFERIOR

K. MEDIO

K. S. AGUA NUEVA

K. S. SAN FELIPE

K. S. MENDEZ

K. SUPERIOR

CRETCICO

PALEOCENO INFERIOR

PALEOCENO SUPERIORPALEOCENO

EOCENO INFERIOR

EOCENO MEDIO

EOCENO SUPERIOR

EOCENO

OLIGOCENO INFERIOR

OLIGOCENO MEDIO

OLIGOCENO SUPERIOR

OLIGOCENO

DEPSITOMIOCENO INFERIOR

ENCANTOMIOCENO MEDIO

CONC. INFERIOR

CONC. SUPERIOR

FILISOLA

PARAJE SOLO

MIOCENO SUPERIOR

MIOCENOPLAY HIPOTTICO Cuenca de Comalcalco

PLAY HIPOTTICO Campo Luna

PLAY PROBADO Qg=1.2 MMPCD Qo=152 BPD PT=43 kg/cm2

PLAY PROBADO Qg=8.3 MMPCD Qo=1758.623403 BPD PT=299 kg/cm2

PLAY PROBADO Qg=9.9 MMPCD PT=126 kg/cm2 Estrang=

PLAY PROBADO Qg=1.2 MMPCD Qo=152 BPD PT=43 kg/cm2

PLAY PROBADO Qg=8.3 MMPCD Qo=1758.623403 BPD PT=299 kg/cm2

PLAY PROBADO Qg=9.9 MMPCD PT=126 kg/cm2 Estrang=

PLAY HIPOTTICO Complejo Miguel A. Zenteno



PLAY HIPOTTICO Campo Luna y Regin Marina

PLAY HIPOTTICO Cuenca de Comalcalco





PLAY HIPOTTICO Campo Luna y Regin Marina

Fig. 9.3.- Columna estratigrfica de proyecto piloto Costero.

En la estructura Costero se tienen 3 plays probados (Jursico Superior Tithoniano, Cretcico Medio y Cretcico Superior Campaniano-Maastrichtiano) y se cuenta con 6 plays hipotticos (Jursico Superior Kimmeridgiano, Cretcico Inferior, Cretcico Superior Turoniano, Cretcico Superior Coniaciano-Santoniano, Mioceno Medio y Mioceno Superior), estos ltimos con sus campos anlogos en las reas adyacentes. Las facies (litofacies) geolgicas identificadas en el estudio proporcionaron las bases estratigrficas para mapear las 4 unidades de flujo en que se dividi el yacimiento del Cretcico Medio. Estas unidades de flujo describen con mayor precisin las variaciones de las propiedades de las rocas que controlan el flujo del fluido. Se elaboraron mapas de litofacies de pie que permitieron identificar arealmente la distribucin de espesores y variaciones litolgicas en el intervalo de inters. Para este estudio se construy una seccin estratigrfica que incluy a los pozos Tizn-1, Costero-1, Ribereo-1 y Gabanudo-1 (Fig. 9.4). En esta seccin se observa un engrosamiento de los patrones de sedimentacin hacia el rea del pozo Costero-1, probablemente relacionado con una plataforma.

203


-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

Fig. 9.4.- Seccin estratigrfica.

9.1.3 Modelo petrofsico La evaluacin petrofsica del campo se llev a cabo en seis etapas:

1. Disponibilidad de la informacin Se obtuvieron curvas bsicas de potencial natural, rayos gamma, resistividad, snico, densidad y neutrn, en los intervalos en donde dichas curvas presentaron baja calidad o no se obtuvieron, se tomaron datos de ncleos en esos intervalos, de las pruebas de produccin y de los pozos vecinos Ribereo-1 y Tizn-1.

2. Verificacin de la litologa

Se observaron tendencias de calizas, dolomas y una mezcla arcillosa de ambas, que varan con la profundidad en cada pozo. Este reconocimiento se realiz a efecto de tener una idea de las formaciones presentes y calibrar la litologa que se obtuvo de los pozos, con la litologa que se describi en las muestras de canal y los ncleos

3. Clculo de parmetros petrofsicos mediante graficas cruzadas Parmetros como resistividad del agua de formacin son calculados mediante una grafica cruzada de resistividad- porosidad, empleando valores de factor de formacin, m (exponente de cementacin), n (exponente de saturacin), a (factor de tortuosidad), resistividad de la formacin, porosidad obtenida de registro neutrn-densidad etc.

4. Correcciones ambientales Las correcciones ambientales se realizaron en los pozos que se evaluaron y estn en funcin del tipo de herramienta que se utiliz en cada uno de ellos:

204


----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- Correcciones generales.- Estas correcciones se efectan donde el software lo solicita y est en funcin de la informacin disponible. Correcciones al Registro de Rayos Gamma.- Con la finalidad de obtener el verdadero valor de la radioactividad natural, se deben corregir las deflexiones de la curva por excentricidad del detector dentro del pozo, dimetro del agujero, dimetro de la herramienta y densidad del lodo. Correcciones al Registro de Resistividad.- Se aplicaron las correcciones para la distancia de la sonda-pared del pozo, la densidad del lodo, dimetro del agujero y salinidad de la formacin. No se hicieron correcciones por efecto de invasin, debido a que la curva de resistividad profunda muestra efectos moderados de invasin. Correcciones al Registro de Neutrn.- Se aplicaron correcciones por efecto del dimetro del agujero, espesor del revoque, salinidad del agua dentro del pozo y en la formacin, peso del lodo, distancia de la sonda-pared del pozo, presin y temperatura. Correcciones al Registro de Densidad.- Debido a que la herramienta contiene un patn sensible a la geometra del agujero, las correcciones para este registro incluyen los efectos de revoque y rugosidad.

5. Clculo de la curva de temperatura y el volumen de arcilla La curva de temperatura se calcul en cada uno de los pozos utilizando la temperatura de fondo, Tf y la temperatura de superficie, Ts.

Temperatura = (Tf Ts) / Profundidad Total (F/pie) (9.1) El clculo del volumen de arcilla se llev a cabo en los pozos que se involucraron en la interpretacin empleando los datos de rayos gamma, el cual es un indicador de arcillosidad.

6. Obtencin del modelo petrofsico

En la Fig. 9.5 se muestran los resultados obtenidos del modelo petrofsico del pozo Costero 1.

Fig. 9.5.- Interpretacin petrofsica del pozo Costero 1.

9.1.4 Modelo estructural La generacin del modelo estructural de los yacimientos del campo Costero, se apoy en informacin ssmica 2D y 3D, as como en informacin de registros geofsicos de los pozos del campo.

205


----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- En la Fig. 9.6 se muestra un perfil ssmico del campo Costero, en donde se observa una zona de despegue de la que se bifurcaron diversas fallas inversas que dieron origen a las estructuras Gabanudo, Ribereo y Costero; as mismo, se corrieron los horizontes del Cretcico Medio y Cretcico Inferior, los cuales se encuentran en mejor posicin en el pozo Costero-1 que en los pozos Ribereo-1 y Gabanudo-1.

COSTERO-1 RIBEREO-1 GABANUDO-1

F1 F2F5

F7

COSTERO-1

RIBEREO-1

GABANUDO-1

COSTERO-1 RIBEREO-1 GABANUDO-1

F1 F2F5

F7

COSTERO-1

RIBEREO-1

GABANUDO-1

3.0

4.0

5.0

Fig. 9.6.- Perfil ssmico del Campo Costero.

La interpretacin del cubo ssmico 3D se inici ajustando en tiempo y profundidad el pozo Costero-1, al nivel de los yacimientos. Se correlacionaron dos horizontes ssmicos correspondientes a la cima del Cretcico Medio y Cretcico Inferior, y se determino que se trata de un anticlinal asimtrico alargado, orientado NESW, limitado en sus partes oriental y occidental por fallas inversas, que tienen la direccin del eje mayor de la estructura. Dentro de esta estructura se encuentran fallas inversas de menor salto, con la misma tendencia que las principales. Se interpretaron un total de 6 fallas inversas denominadas F1 a F6. Una vez teniendo las fallas y los horizontes interpretados en tiempo, se procedi a realizar su conversin a profundidad, hacindose indispensable un modelo de velocidades. 9.1.5 Modelo geolgico Mediante la integracin geolgica-geofsica se logr establecer el modelo esttico para el campo Costero, que sirvi como insumo en la parte dinmica del estudio. Para la integracin del modelo esttico geolgico del yacimiento se consideraron cuatro fuentes fundamentales de datos:

1. El modelo estratigrfico-sedimentolgico.

206


----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 2. El modelo estructural con las configuraciones estructurales en tiempo y en profundidad

apoyadas en la ssmica y en los datos del pozo Costero-1. En general no cambiaron las configuraciones que se haban elaborado en estudios previos.

3. Los planos de extraccin de atributos ssmicos como Promedio de la Amplitud Absoluta y Promedio de la Frecuencia Instantnea

4. En razn de la falta de informacin de registros elctricos en la zona del yacimiento, la distribucin de las propiedades petrofsicas se llev a cabo conforme a cuatro unidades de flujo, definidas mediante el modelo estratigrfico. La Tabla 9.1 presenta las caractersticas de cada una de las unidades de flujo definidas por estratigrafa.

Unidad de Flujo Espesor m. % Esp. Total Porosidad % NTG %

1 28 26.07 3.5 35.59 2 19 17.38 2.0 74.36 3 26.5 24.58 4.0 100.00 4 34.5 31.97 5.0 100.00

Tabla 9.1.- Propiedades estticas de las cuatro unidades de flujo.

El modelo geolgico de la estructura Costero en tres dimensiones se muestra en la Fig. 9.7. Es importante sealar que con la informacin que proporcionen nuevos pozos, el modelo esttico se mejorar en cuanto a la distribucin de las propiedades del yacimiento.

NN

N Costero-1NN

N Costero-1

SS

Costero-1S

SS

Costero-1S

(a) (b)

Fig. 9.7.- Panormica de la estructura productora en el pozo Costero-1,

(a) viendo al norte, (b) viendo al sur. 9.1.6 Modelo de simulacin

207


----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- La malla de simulacin se construy de la siguiente manera: a) Los lmites areales del yacimiento se definieron por medio de los datos ssmicos, particularmente las fallas, b) el mapa de la cima del yacimiento se utiliz para definir la forma estructural del yacimiento y el nmero de capas a utilizarse en el modelo numrico definido por las propiedades de la roca de la formacin, c) con la informacin obtenida en los incisos anteriores, se procedi a discretizar el modelo numrico en forma areal (divisin en bloques), en 20 bloques en la direccin X y 50 bloques en la direccin y, d) la discretizacin vertical (divisin en capas) del modelo se hizo tomando en cuenta la subdivisin del yacimiento en cuatro unidades de flujo. Por lo tanto, las dimensiones de la malla de simulacin es de 20 x 50 x 4 para un total de 4,000 bloques. El modelo de simulacin considera la parte PVT composicional de los fluidos, el modelo esttico y el modelo dinmico. Inicialmente se analiz la caracterizacin de los fluidos del pozo Costero-1. En cuanto a la caracterizacin del fluido es importante mencionar que las muestras que se emplearon en el anlisis de laboratorio fueron tomadas en superficie y posteriormente recombinadas para obtener la composicin original del fluido en el yacimiento. Aspecto que proporciona un grado de incertidumbre en dicha caracterizacin por medio de una ecuacin de estado, en este caso la ecuacin de estado de Peng-Robinson. Partiendo de la composicin original del fluido, se realiz un anlisis de sensibilidad para determinar el nmero mnimo de pseudo-componentes a emplear en la simulacin sin que se perdiera la calidad en los resultados. Al reducir el nmero de componentes totales en la mezcla se optimiza el tiempo de proceso de las corridas de simulacin. La Fig. 9.8 muestra el diagrama de fases para el fluido del pozo Costero-1. Dado que la presin inicial y temperatura del yacimiento se encuentran entre el punto crtico y la cricondenterma, se confirma que se trata de un yacimiento de gas y condensado. Se puede observar que para una temperatura del yacimiento de 182 C y partiendo de una presin inicial de 666 kg/cm2, se interseca en la envolvente una presin de roco de 350 kg/cm2, la cual coincide perfectamente con el dato medido en el laboratorio. Adems, de acuerdo a las curvas de calidad, el volumen de lquido que se quedar en el yacimiento al trmino de la explotacin del mismo ser del orden del 15 % si la composicin en el yacimiento no vara en gran medida.

Fig. 9.8.- Diagrama de fases para el fluido del pozo Costero-1.

208


----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- Posterior a la caracterizacin del fluido se carg el modelo esttico en el simulador. Inicialmente se importaron los mapas de cimas y bases del yacimiento, considerando la cima del cretcico medio como la cima del yacimiento y la cima del cretcico inferior como la base del yacimiento, quedando esta como lmite vertical convencional dado que no pudo determinarse la profundidad del contacto agua-gas en el pozo Costero-1. La distribucin de las propiedades estticas se realiz basada en las cuatro unidades de flujo definidas por el modelo estratigrfico (Tabla 9.1). Por otro lado, se incluyeron las tablas de permeabilidades relativas, saturacin de agua y presin capilar correspondientes al Campo Luna. Esta analoga se realiza en consecuencia a la poca informacin del Campo Costero y a la similitud del mismo con el Campo Luna. La permeabilidad y los parmetros del modelo de doble porosidad fueron obtenidos de la prueba de presin obtenida del pozo Costero-1. A partir de dichos valores y considerando un modelo cbico del bloque de matriz, se calcul la porosidad de las fracturas. La permeabilidad de la matriz fue tomada de los datos de la simulacin del Campo Luna. Finalmente, y tratando de ajustar al comportamiento de los campos conocidos en el rea, se dise un acufero no muy potente que permitiera simular la presencia del mismo. Aspecto que se ha observado en todos los campos similares de la Regin. Por analoga con campos vecinos y considerando el sistema de esfuerzos mximos, se lleg a la conclusin que el acufero actuara en la direccin este-oeste. El acufero fue considerado a partir del modelo analtico de Carter y Tracy como acufero infinito con sus respectivas tablas de tiempo y presin adimensional. Se tomaron las mismas propiedades petrofsicas del yacimiento para el acufero. En resumen, el modelo de inicializacin se elabor con las caractersticas principales siguientes:

a) Modelo de doble porosidad, b) 4 unidades de flujo (estratos), c) Malla de simulacin de 20 x 50 x 4 , d) 8000 celdas, incluidas las fracturas, e) Se consider el contacto gas-agua como la base del cretcico medio (5759.5 m), f) Presin inicial del yacimiento de 666 kg/cm2, g) Las tablas de permeabilidad relativa y presin capilar en la matriz se tomaron del

estudio del campo Luna, h) Para las fracturas, se consider un comportamiento lineal para la permeabilidad relativa

y presin capilar cero, i) Los valores de tamao de bloque de matriz y porosidad de fractura se estimaron a partir

de la prueba de incremento de presin tomada al pozo Costero-1, j) Se consider un arreglo cbico del bloque de matriz con una longitud de 11.77 pies, k) La porosidad de fractura oscila entre 1.04 % y 2.6%, l) Valor nico de porosidad en la matriz para cada unidad de flujo, m) Permeabilidad de matriz equivalente a la del campo Luna (0.1 md), n) La permeabilidad efectiva del sistema se calcul de 6.22 md, y o) Los pozos se terminan en la capa superior del Cretcico Medio.

Los escenarios de explotacin simulados presentan las caractersticas siguientes:

209


----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- Perodo de prediccin de 15 aos, Explotacin del yacimiento con 7, 10 y 14 pozos de desarrollo, Para cada nmero de pozos se consider escenarios de produccin de gas de 8 MMPCD,

plataforma de 50 MMPCD y gasto mximo de gas (16.8 MMPCD/pozo), Los valores de reserva de gas y condensado se obtuvieron de un escenario de produccin a

condiciones lmites (50 aos), Presin mnima en la cabeza del pozo de 135 kg/cm2, Explotacin de los pozos con tubera de produccin de 3 , y Simulacin del flujo multifsico en tuberas de produccin con correlaciones (Hagedorn).

9.1.7 Pronsticos de produccin de gas y condensado Como se ha comentado previamente, es muy importante establecer el nmero y la posicin ptima de los pozos en el yacimiento para determinar el mejor escenario de explotacin que nos maximice la recuperacin y los mejores indicadores econmicos. Para tal efecto, se establecieron tres diferentes escenarios en funcin del nmero de pozos. En las Figs. 9.9, 9.10 y 9.11 se muestra el comportamiento futuro de la produccin de gas y condensado, y presin media de yacimiento para los diferentes escenarios de explotacin.

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

May-03 May-04 May-05 May-06 May-07 May-08 May-09 May-10 May-11 May-12 May-13 May-14 May-15 May-16 May-17 May-18

TIEMPO (AOS)

PRO

DUCC

IN

DE

GAS

(MP

CD)

7 POZOS

10 POZOS

14 POZOS

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

80000

90000

100000


TIEMPO (AOS)

PR

ODU

CC

IN

DE

GA

S (M

PC

D)

7 POZOS

10 POZOS

14 POZOS

(a) (b)

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

80000

90000

100000


TIEMPO (AOS)

PRO

DUCC

IN

DE G

AS (M

PCD)

7 POZOS

10 POZOS

14 POZOS

(c)

Fig. 9.9.- Pronstico de produccin de gas, (a) con gasto de 50 MMPCD por pozo,

(b) con gasto de 8 MMPCD, (c) con gasto mximo por pozo.

210


-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000


TIEMPO (AOS)

PRO

DU

CCI

N

DE

ACEI

TE (B

PD

)

7 POZOS

10 POZOS

14 POZOS

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000


TIEMPO (AOS)

PRO

DUC

CI

N D

E AC

EITE

(BPD

)

7 POZOS

10 POZOS

14 POZOS

(a) (b)

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000


TIEMPO (AOS)

PRO

DU

CC

IN

DE

AC

EITE

(MPC

D)

7 POZOS

10 POZOS

14 POZOS

(c)

Fig. 9.10.- Pronstico de produccin de aceite, (a) con gasto de 50 MMPCD por pozo,

(b) con gasto de 8 MMPCD, (c) con gasto mximo por pozo.

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

TIEMPO (AOS)

PRES

IN

(PSI

A)

7 POZOS

10 POZOS

14 POZOS

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

TIEMPO (AOS)

PRES

IN

(PSI

A)

7 POZOS

10 POZOS

14 POZOS

(a) (b)

Fig. 9.11.- Presin del yacimiento, (a) considerando un gasto de 50 MMPCD por pozo, (b) considerando un gasto de 8 MMPCD, (c) considerando un gasto mximo por pozo.

211


-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

TIEMPO (AOS)

PRES

IN

(PSI

A)

7 POZOS

10 POZOS

14 POZOS

(c)

Fig. 9.11 (continuacin).- Presin del yacimiento, (a) considerando un gasto de 50 MMPCD por pozo, (b) considerando un gasto de 8 MMPCD,

(c) considerando un gasto mximo por pozo.

En las Tablas 9.2 y 9.3 y en las Figs. 9.12 y 9.13 se muestra un resumen de resultados de los diferentes escenarios simulados:

No ESCENARIO Qgmx Qomx Pyac Gp Np Wp

POZOS SIMULADO MMPCD BPD PSIA MMMPC MMBL MMBL

Qgmx 89.69 13420.00 4454.00 243.52 33.97 0.71

7 Qg 8 MMPCD 56.00 8379.00 4570.00 230.71 32.80 0.63

Qg 50 MMPCD 50.00 7481.00 4593.00 229.59 32.77 0.59

Qgmx 86.89 13773.00 4083.00 269.06 35.25 0.61

10 Qg 8 MMPCD 80.00 11970.00 4139.00 261.48 34.69 0.48

Qg 50 MMPCD 50.00 7481.00 4391.00 242.38 33.60 0.60

Qgmx 89.01 13318.00 3844.00 285.60 35.83 0.56

14 Qg 8 MMPCD 94.16 14089.00 3873.00 280.18 35.40 0.40

Qg 50 MMPCD 50.00 7481.00 4238.00 252.12 34.20 0.50

Tabla 9.2.- Escenarios de explotacin simulados en el Campo Costero.

ESCENARIOS COMPARADOS

Gp INCREMENTAL (MMMPC)

Np INCREMENTAL

(MMBLS)

Gp (MMMPC/POZO)

Np (MMBLS/POZO)

7 14 POZOS 42 1.86 6 0.265 7 10 POZOS 25.5 1.28 8.5 0.426 10 14 POZOS 16.54 0.58 4.135 0.145

Tabla 9.3.- Comparacin de escenarios simulados en el Campo Costero,

gasto mximo de gas.

212


-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

0

10

20

30

40

50

Gp (MMMPC) 42 25.5 16.54

Np (MMBLS) 1.86 1.28 0.58

7-14 pozos 7-10 pozos 10-14 pozos0

10

20

30

40

50

Gp (MMMPC) 42 25.5 16.54

Np (MMBLS) 1.86 1.28 0.58

7-14 pozos 7-10 pozos 10-14 pozos

Fig. 9.12.- Comparacin de escenarios simulados en el Campo Costero, gasto mximo de gas.

0123456789


Gp

Incr

emen

tal (

MM

MPC

/poz

o)

00.050.10.150.20.250.30.350.40.45

Np

Incr

emen

tal (

MM

BLS

/poz

o)

Gp Np

0123456789


Gp

Incr

emen

tal (

MM

MPC

/poz

o)

00.050.10.150.20.250.30.350.40.45

Np

Incr

emen

tal (

MM

BLS

/poz

o)

Gp Np

Fig. 9.13.- Comparacin de escenarios simulados en el Campo Costero, volmenes incrementales por pozo, escenario de gasto mximo de gas.

213


----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- De las Tablas 9.2 y 9.3 y Figs. 9.12 y 9.13, se concluye lo siguiente:

Considerando el escenario a gasto mximo, la diferencia entre 7 y 14 pozos: 9 El volumen de gas adicional es de apenas 42 MMMPC (17.3 %). 9 Para el condensado, la recuperacin an es ms pequea debido al efecto de

condensacin retrgrada que provoca que grandes cantidades de componentes pesados se queden entrampados en el yacimiento. El volumen adicional es de 1.86 MMBLS, lo cual representa apenas un 5.5 %.

Considerando el escenario a gasto mximo, la diferencia entre 7 y 10 pozos: 9 El volumen de gas adicional es de 25.5 MMMPC (10.5%) 9 El volumen de condensado adicional es de 1.28 MMBLS (3.7 %)

Considerando el escenario a gasto mximo, la diferencia entre 10 y 14 pozos: 9 El volumen de gas adicional es de 16.54 MMMPC (6.14 %) 9 El volumen de condensado adicional es de 0.58 MMBLS (1.6 %)

El mayor incremento de produccin por pozo perforado se encuentra en el rango de 7 a 10 pozos.

Se observa que la diferencia en volmenes de produccin es cada vez ms pequea entre mayor sea el nmero de pozos a perforar.

La determinacin del mejor escenario de produccin estar en funcin de los resultados de la evaluacin econmica, la cual se presenta al final de esta propuesta. Adicionalmente a los escenarios de explotacin planteados anteriormente, se realiz una corrida de simulacin con el objetivo de estimar las reservas 1P y 2P del campo Costero. Para determinar el valor de estas reservas se consider la explotacin del yacimiento Costero con 14 pozos llevndolo hasta las condiciones lmite en un horizonte de produccin de 50 aos. Para la estimacin de la reserva 1P, se consider como productores solamente a dos pozos, esto es debido a que son los pozos que se encuentran dentro del rea delimitada como 1P. La Tabla 9.4 muestra un resumen con los valores de reservas dados de alta oficialmente y los valores obtenidos a travs de la simulacin del yacimiento, puede observarse que los valores obtenidos con la simulacin difieren muy poco respecto a los valores oficiales.

Datos oficiales

Tipo de reserva

Vol. orig. de gas MMMPC

Reserva de gas MMMPC fRG %

Vol. orig. de cond. MMBL

Reserva de cond. MMBL fRC %

1P 116.0 65.0 56.0 23.1 9.7 42.0

2P 441.0 286.0 64.9 87.5 39.0 44.6

3P 500.0 371.0 74.2 99.6 46.8 47.0

Datos de simulacin

Tipo de reserva

Vol. orig. de gas MMMPC

Reserva de gas MMMPC fRG %

Vol. orig. de cond. MMBL

Reserva de cond. MMBL fRC %

1P 503.0* 69.6 13.8 75.3* 8.8 11.7

2P 503.0* 400.6 79.6 75.3* 42.6 56.6 *El volumen original 1P y 2P es el mismo ya que se consider un solo yacimiento comunicado hidrulicamente en su totalidad.

Tabla 9.4.- Resumen de la estimacin de reservas 1P y 2P, Campo Costero.

214


-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

9.1.8 Diseo y costos de perforacin y terminacin de pozos Con el objetivo de considerar el diseo de pozos como parte importante del estudio integral, se llevo a cabo el diseo de la perforacin y terminacin de pozos para el desarrollo del Campo Costero utilizando aplicaciones de ingeniera de perforacin y servicios a pozos. Para esto se determinaron los desplazamientos ptimos de los pozos a perforar desde las localizaciones consideradas en el proyecto, los diseos ptimos de las trayectorias considerando todos los factores que influyen en su diseo, tal es el caso del anlisis de Torque y Arrastre e Hidrulica en las secciones intermedias y profundas de los pozos con mayor alcance. Tambin se disearon las tuberas de revestimiento y produccin para cumplir con las condiciones de carga reales con un margen de seguridad, tomando en cuenta las presiones, fluidos, temperatura y composicin de los hidrocarburos producidos en el pozo exploratorio Costero-1. Como resultado de estos anlisis se llego a la conclusin de que este tipo de pozos profundos y de gran desplazamiento horizontal puede ser perforados con los equipos de perforacin, materiales y servicios que actualmente se tienen en PEMEX Exploracin y Produccin en su Unidad de Perforacin y Mantenimiento de Pozos. Cabe mencionar que el empleo de algunas nuevas tecnologas facilitara la realizacin de los mismos, disminuyendo el riesgo y tiempos durante las operaciones de construccin de pozos. Con los datos de presin de poro y fractura de la zona de presin anormal e informacin obtenida de informes y reporte diario de perforacin, se calcul la ventana de densidades del fluido de perforacin, geometra de agujero y tuberas de revestimiento mas apropiadas para cada pozo. Los resultados se presentan en la Fig. 9.14.

Fig. 9.14.- Diseo preliminar de tuberas de revestimiento.

215


----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- Se disearon las tuberas de revestimiento y produccin apegados a condiciones de carga reales que se presentaran durante la vida total del pozo desde su construccin, puesta en produccin, reparaciones y abandono. Al simular las cargas de manera realista se pueden utilizar factores de diseo mas adecuados y obtener significativos ahorros en costo de tuberas tanto de revestimiento como de produccin. Los resultados se presentan en la Fig. 9.15.

Fig. 9.15.- Estado mecnico del pozo.

Se realiz el anlisis de Torque y Arrastre para las secciones intermedias e inferior de 12-1/4" y 8-1/2" respectivamente, dado que es aqu donde se presentan las condiciones de perforacin ms demandantes en cuanto a tensin y torque en los aparejos de perforacin. Los resultados estn dentro de parmetros normales tomando en cuenta las resistencias de las tuberas de perforacin nuevas. Se calcul el gasto ptimo para tener una buena limpieza de agujero en las secciones de 12-1/4" y 8-1/2". Posteriormente se efectu el calculo hidrulico por los diferentes mtodos y se determin el rea de flujo en las toberas de la barrena.

216


----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- Previo a la optimizacin de la hidrulica por las cadas de presin en el sistema, se utilizo un modelo de calculo para la limpieza del agujero, obtenindose un incremento sustancial en los ritmos de penetracin para la etapa de 12-1/4, sin tener problemas de limpieza de agujero. Tambin se llevaron a cabo simulaciones de las operaciones de cementacin con diferentes arreglos de centradores. Esto es de vital importancia para asegurar que las tuberas de revestimiento queden bien cementadas evitando problemas de canalizacin y migracin de fluidos detrs del cemento. Tambin se estudiaron las densidades equivalentes de circulacin, los tiempos totales de operacin, as como las presiones mximas en superficie durante las cementaciones. Considerando los tiempos y costos actuales que se tienen de la perforacin y terminacin de los pozos terrestres y marinos, se realizo la estimacin de estos parmetros para cada pozo del campo Costero. Cabe aclarar que estos tiempos y costos se pueden reducir considerablemente dado que se han tomado como referencia pozos a los cuales no se les ha hecho una ingeniera a detalle como la realizada para este proyecto piloto.

9.1.9 Diseo y costos de la infraestructura de explotacin Tradicionalmente PEMEX Exploracin y Produccin, PEP, ha diseado y construido instalaciones de explotacin en las que no se ha aprovechado la energa aportada por los yacimientos de alta presin, lo que ha originado un uso excesivo de sistemas de control y equipos dinmicos para bajar la presin de los pozos con objeto de procesar los hidrocarburos separados dentro de las instalaciones, y posteriormente, volver a incrementarla para el transporte de los mismos hasta los puntos de venta. Aunado a lo anterior, los procesos utilizados para el manejo del gas separado no han sido muy eficientes, por lo que se tienen problemas de condensacin de lquidos durante su transporte, provocando disminucin de rea efectiva de flujo en los ductos y altos costos de operacin y mantenimiento por concepto de inhibidores de corrosin y corridas de diablos instrumentados y de limpieza para el mantenimiento de los mismos. Es por esta razn, que en un estudio integral de yacimientos se debe incluir el diseo conceptual de una batera de separacin, lneas de descarga de los pozos de desarrollo y ductos de transporte para la incorporacin del aceite y gas del Proyecto en cuestin, hacia las instalaciones de ms cercanas al campo en estudio. Para este caso, este diseo incluyo las siguientes actividades:

1. Recopilacin, discretizacin y anlisis de la informacin disponible, 2. Anlisis nodal del pozo Costero-1 utilizando simulador de flujo multifsico Pipesim, con

objeto de reproducir el comportamiento del mismo durante su prueba de presin-produccin,

3. Anlisis de sensibilidad con simulador de flujo multifsico Pipesim, para realizar el diseo hidrulico del aparejo de produccin, estrangulador ptimo y dimetro de la lnea de descarga del pozo Costero-1 y pozos de desarrollo,

4. Simulacin de proceso, para la caracterizacin del aceite ligero y descomposicin de la fraccin C7+ en pseudo-componentes,

5. Simulacin de proceso, para analizar diferentes mtodos de recuperacin de lquidos a partir del gas natural (efecto Joule-Thompson, refrigeracin mecnica con ciclo de propano

217


----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- y sistema de turbo expansin-compresin), la cual ayudar a definir el proceso mas adecuado,

6. Simulacin de proceso, para analizar diferentes escenarios de produccin y presiones de operacin, y

7. Anlisis de sensibilidad con simulador de flujo multifsico Pipesim, para realizar el diseo hidrulico de los ductos de transporte, en base al pronstico de produccin proporcionado por la simulacin numrica del campo Costero.

De acuerdo a la ubicacin geogrfica del campo Costero, y considerando la perforacin de pozos terrestres y marinos, la infraestructura de explotacin considera:

1. Batera de separacin para recibir, procesar y separar las diferentes fases de fluidos aportados por los pozos del campo Costero,

2. Un octpodo de perforacinproduccin (incluye sistema de separacin trifsica de medicin) y un oleogasoducto de 3 km hasta la batera Costero, para la recoleccin y transporte de la produccin de los pozos marinos.

3. Lneas de descarga de 1.5 km cada una, para transportar la produccin de los pozos terrestres hasta la batera.

4. Gasoducto de 45 km de batera Costero a las instalaciones de produccin del Activo Integral Samaria, para el transporte del gas separado.

5. Oleoducto de 33.5 km de batera Costero a las instalaciones de produccin del Activo Integral Samaria, para el transporte del aceite separado.

Con toda la informacin obtenida en los puntos anteriormente mencionados, se tuvieron los elementos necesarios para fundamentar una propuesta y se procedi a realizar el diseo de la batera Costero, la cual incluye los siguientes componentes:

Cabezales de recoleccin y medicin, Sistemas de separacin trifsica de alta eficiencia de grupo y medicin, Sistema de turbo expansin-compresin para la recuperacin de lquidos a partir del gas

natural separado en alta presin, Sistema de inhibicin de hidratos, Sistema digital de monitoreo y control de todo el proceso de recoleccin de hidrocarburos

desde los pozos productores, batera de separacin y ductos de transporte, Sistemas de medicin para transferencia de custodia de gas y aceite ligero, Sistema de tratamiento e inyeccin de aguas residuales a pozos letrina, Sistema de relevo y desfogue hacia un quemador ecolgico elevado, Sistema de proteccin contra incendio, y Aire de instrumentos.

9.1.10 Evaluacin econmica El proyecto de desarrollo del Campo Costero terrestre se planteo como parte del Programa Estratgico de Gas en abril del 2000, fue dictaminado favorablemente por la SHCP y posteriormente autorizado a realizarse bajo el esquema de financiamiento Pidiregas en noviembre del mismo ao. Las metas fsicas e inversiones con las cuales se autoriz este proyecto son las que se muestran en las Tablas 9.5 y 9.6:

218


-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

Aos Programa 2001 2002 2003

Total

Perforacin de pozos 3 3 6 Terminacin de pozos 3 3 6 Reparacin mayor 1 1 1 Lneas de descarga 2 2 Sistema de separacin y medicin 1 1

Tabla 9.5.- Metas fsicas del Campo Costero.

Aos Programa

2001 2002 2003 Total

Desarrollo de campos 9.0 433.2 230.2 672.4 Intervenciones mayores a pozos 5.0 22.1 27.1 Instalaciones comunes de produccin 5.8 15.4 21.1 Total 14.0 439.0 267.7 720.6

Tabla 9.6.- Inversiones en millones de pesos del Campo Costero.

El perfil de produccin incremental del campo Costero es el que se muestra en la Fig. 9.16.

0.00

2.00

4.00

6.00

8.00

10.00

12.00

AC

EITE

MB

PD

0

10

20

30

40

50

60

GA

S M

MPC

D

ACEITE 6.44 9.83 8.10 6.42 5.09 4.03 3.20 2.54 2.01 1.59 1.26 1.00 0.79GAS 36.49 56.65 49.69 42.34 36.08 30.74 26.19 22.32 19.02 16.21 13.81 11.77 10.03

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Fig. 9.16.- Perfil de produccin para el Campo Costero.

219


----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- Mediante el anlisis econmico realizado se obtuvieron los indicadores econmicos mostrados en la Tabla 9.7:

Valor Presente Neto (MM pesos) 2,543.4 Relacin VPN/VPI ($/$) 4.0 Tasa interna de retorno (%) 112.9 Periodo de Recuperacin (aos) 4 Relacin Beneficio/Costo ($/$) 2.7 Costo de Produccin (Dls/BPCE) 5.25

Tabla 9.7.- Indicadores econmicos del Campo Costero.

El proyecto se documento en abril de 2000 bajo las siguientes premisas:

Evaluado a precios del 2000, Considera que la produccin se maneja por mar, a travs del Activo Integral Litoral de

Tabasco, Las premisas econmicas corresponden al ciclo de planeacin 2000-2001, El costo promedio de las perforaciones se considero de 112 millones de pesos y la

reparacin de 27.1 millones de pesos, mientras que la infraestructura requera de 21.1 millones para las lneas de descarga y el sistema de separacin, y

La produccin mxima se considero en el 2004 con 56.7 MMPCD, iniciado en el 2003. Con el fin de establecer la mejor alternativa del desarrollo del Proyecto Costero tanto tcnica como econmicamente, se procede a realizar una evaluacin econmica de los tres escenarios principales de produccin de gas provenientes del modelo dinmico del yacimiento con sus respectivas inversiones, costos asociados y numero de pozos e infraestructura propuesta para la explotacin del campo. A manera de resumen se muestra la Fig. 9.17 de los diferentes escenarios.

Escenario 1

Plataforma de Produccin de 50 MMPCD

Escenario 2

Plataforma de Produccin de 8 MMPCD por pozo

Escenario 3

Mxima Produccin

7

10

14

Numero de pozos

7

10

14

7

10

14

2,206

2,964

4,044

Inversin MMPesos

2,349

3,107

4,187

2,349

3,107

4,187

199.5

209.9

218.1

Produccin MMMPC

201.1

243.7

262.2

216.6

233.6

255.0

Escenario 1


Escenario 2


Escenario 3

Mxima Produccin

7

10

14

Numero de pozos

7

10

14

7

10

14

2,206

2,964

4,044

Inversin MMPesos

2,349

3,107

4,187

2,349

3,107

4,187

199.5

209.9

218.1

Produccin MMMPC

201.1

243.7

262.2

216.6

233.6

255.0

Escenario 1


Escenario 2


Escenario 3

Mxima Produccin

7

10

14

Numero de pozos

7

10

14

7

10

14

2,206

2,964

4,044

Inversin MMPesos

2,349

3,107

4,187

2,349

3,107

4,187

199.5

209.9

218.1

Produccin MMMPC

201.1

243.7

262.2

216.6

233.6

255.0

Escenario 1


Escenario 2


Escenario 3

Mxima Produccin

7

10

14

Numero de pozos

7

10

14

7

10

14

2,206

2,964

4,044

Inversin MMPesos

2,349

3,107

4,187

2,349

3,107

4,187

199.5

209.9

218.1

Produccin MMMPC

201.1

243.7

262.2

216.6

233.6

255.0

Fig. 9.17.- Escenarios de produccin de gas y condensado.

220


----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- La evaluacin econmica fue realizada considerando las inversiones y beneficios de produccin, utilizando los precios de los hidrocarburos vigentes del estudio de mercado preparado por PEMEX en 2000. Los factores de costos de operacin y mantenimiento y transporte, as como el tipo de cambio y la tasa de descuento corresponden a las premisas establecidas para el ciclo de planeacin 2000-2001 para la evaluacin de proyectos de PEMEX-Exploracin y Produccin 9.1.11 Conclusiones y recomendaciones para el desarrollo del Campo Costero Las principales conclusiones de este estudio son las siguientes:

1. La seccin estratigrfica muestra las tendencias de las facies tanto lateral como verticalmente. 2. Los procesos diagenticos son un factor de suma importancia para el riesgo en la roca almacn, a

lo largo de toda la estructura. 3. Debido a que son yacimientos de gas a condiciones iniciales de presin y temperatura, se

utilizaron valores de corte de 1 % en la porosidad, un valor de volmen de arcilla de 40 % y una saturacin de agua de 50 %. El nivel gas-agua se consider a la profundidad de 5 780 mbmr.

4. Las 4 unidades de flujo que se utilizaron en la simulacin numrica, se obtuvieron analizando cuidadosamente las curvas de resistividad, densidad y las caractersticas petrofsicas de los cuerpos de los yacimientos, apoyndose en los ncleos cortados.

5. De acuerdo al anlisis PVT composicional, se trata de un yacimiento de gas y condensado. 6. Los volmenes originales de hidrocarburos calculados en la inicializacin del modelo, coinciden

con los reportados oficialmente de acuerdo a los resultados de la simulacin. Entre 7 y 10 pozos se encuentra el nmero ptimo de pozos que permite el mayor volumen incremental de hidrocarburos por pozo.

7. La determinacin del nmero y la posicin optimizada de los pozos permite maximizar el valor econmico del yacimiento.

Del anlisis econmico se puede concluir lo siguiente:

1. El proyecto es rentable en cualquiera de los escenarios considerados y el anlisis de sensibilidad le da un margen amplio tanto en inversin, volumen y precio.

2. La produccin recuperada en cualquier escenario es del 40 al 50 por ciento de la reserva 2P que es de 109.6 MMBPCE.

3. El escenario 2, con 10 pozos tiene como indicadores: VPN = 3,474 MMPesos, VPI = 2,559, TIR = 42.3% y relacin VPN/VPI = 1.4 4. El escenario 1, con 7 pozos tiene la siguientes indicadores: VPN = 2,890 MMPesos, VPI = 1,877, TIR = 39.0% y relacin VPN/VPI = 1.5 5. Los escenarios que se consideran apropiados son los que corresponden al de 7 pozos con una

plataforma de 50 MMPCD y al de 10 pozos si la produccin por pozo se mantiene en 8 MMPCD.

6. El escenario que ms se ajusta al monto en autorizacin es el Escenario 1 con 7 pozos si se considera la inversin en valor presente. Bajo la premisa que se autoriza el incremento por cambio de monto y alcance.

7. La recuperacin de produccin es del 40%. 8. El VPN es superior al originalmente planteado (Tabla 9.7), aunque la relacin VPN/VPI es de

1.5, menor a la original.

221


----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 9. El anlisis de sensibilidad muestra que una disminucin en el precio de 50% sigue siendo

rentable. 10. Este escenario da flexibilidad, al poder reconsiderar posteriormente la perforacin de mas pozos,

en funcin a los resultados. 11. Una optimizacin de costos de perforacin permitira considerar un numero mayor de pozos si

as fuera necesario. 12. PEMEX Exploracin y Produccin a travs de su Unidad de Perforacin y Mantenimiento de

Pozos tiene la capacidad de llevar a cabo este proyecto de perforacin en el campo Costero. 13. La aplicacin de tecnologa en las etapas de planeacin de la perforacin juega un papel

determinante en la deteccin de reas de oportunidad que optimicen las operaciones, obtenindose como resultado una reduccin de los tiempos y costos de intervencin.

14. El trabajo en equipo de las diferentes disciplinas que integran un proyecto de esta magnitud (geologa, geofsica, yacimientos, perforacin, produccin e infraestructura), da como resultado un alto valor agregado en la planeacin y evaluacin de los proyectos de inversin.

Las recomendaciones que se dan como resultado del presente estudio son las siguientes:

1. Se recomienda aplicar esta metodologa para el diseo y anlisis de construccin de pozos en los proyectos de inversin similares al proyecto del Campo Costero.

2. Realizar anlisis de secuencias estratigrficas integrados, a fin de vincular los cambios del nivel eusttico del mar en este campo, con los que se tienen registrados en el Golfo de Mxico.

3. Cortar el mayor nmero posible de ncleos en las unidades de flujo ms importantes, con el propsito de elaborar modelos sedimentarios y petrofsicos ms precisos que permitan simulaciones dinmicas confiables y consecuentemente, maximizar el valor econmico de nuestras reservas.

4. Tomar registros de imgenes para definir la distribucin de las fracturas dentro del yacimiento. 5. Tomar registros a efecto de mejorar las evaluaciones, principalmente los de densidad y neutrn

compensado, que son los que nos permiten detectar zonas de gas (efecto crossover). As como tener la posibilidad de detectar fracturas mediante registros del tipo: Resistividad (separacin entre curvas de esfrico enfocado y lateral), Litodensidad (alta actividad delta rho y alta lectura de absorcin fotoelctrica), Snico (disminucin de la energa de cizalla), Espectrometra de Rayos Gamma (alta concentracin de uranio), Echados (ovalidad del agujero), Densidad variable (anomalas de propagacin) y Calibracin (ovalidad del agujero).

6. Adquirir ssmica 3D de alta resolucin que cumpla con los requisitos para llevar a cabo las caracterizaciones geolgicas.

7. Perforar un pozo delimitador en la porcin norte de la estructura. 8. Estudiar los plays hipotticos del Jursico Superior (2), Cretcico Inferior, Cretcico Superior (3)

y Mioceno (2). 9. Como parte de una segunda etapa de este proyecto, iniciar la caracterizacin geolgica del

Jursico Superior Kimmeridgiano (que se prob en el pozo Costero-1 y result de baja permeabilidad), en razn de que reviste importancia debido a su productividad en los campos de la Regin Marina al norte comparada con el campo Luna al suroeste. Es conveniente conocer la calidad y distribucin de la roca almacn de este play, con la finalidad de probarlo en condiciones estructurales y de fracturamiento ms favorables.

10. Para tomar la decisin de cual escenario considerar para el desarrollo, se debe definir: - Si se pretende mantener una plataforma estable de produccin o se desea incrementarla a

un mximo y tener una declinacin mayor en el futuro.

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----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- - Si la intencin es recuperar un volumen mayor de produccin.

11. Es conveniente analizar el costo de los pozos, ya que se incrementaron de manera importante respecto al planteamiento original

- En la versin original en promedio el costo por pozo fue de 112 MMPesos. - En esta versin los pozos terrestres en promedio cuestan 155 MMPesos y los pozos

marinos 265 MMPesos. 12. Durante la perforacin de los pozos se recomienda el uso de tecnologa de anlisis de

operaciones en tiempo real, para crear una historia documentada de todas las actividades del pozo, capitalizando las experiencias adquiridas para trabajos futuros.

13. Se recomienda realizar la factibilidad de un estudio y proyecto de inversin de inyeccin de gas (cclica) al considerar que se trata de un yacimiento del tipo de gas y condensado (a condiciones iniciales de P y T el yacimiento contiene slo gas), y de esta manera recuperar la mayor cantidad posible de condensados.

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9.1 Campo Costero47,*9.1.1 Antecedentes9.1.2 Modelo estratigrfico9.1.3 Modelo petrofsicoQomx

A13 CAP 9

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