Administración de Yacimientos en Pemex Exploración y...

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Octubre, 2014

Administración de Yacimientos en Pemex

Exploración y Producción

Dr. Francisco García Hernández

www.pep.pemex.com“Este documento es para uso interno por parte del personal autorizado de Pemex Exploración y Producción. Ninguna parte del mismo puede circularse, citarse o reproducirse para su distribución externa, sin previa autorización escrita

de la Dirección General de Pemex Exploración y Producción”.

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Contenido

Contexto de la Administración Integral de Yacimientos (AIY) en Pemex Exploración y Producción

Aportes de PEP en la AIYRecursos Humanos | Tecnológicos | Procesos

Proyectos en la frontera del conocimientoInyección de aire (Campo Cárdenas)

Conclusiones y Recomendaciones

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Administración Integral de Yacimientos

Valor de un Activo de explotación



Ilustrativo

4

La combinación de la capacidad de aporte del yacimiento y lacapacidad de flujo de los pozos determina el ritmo deproducción de aceite de los pozos y campos .


Características productivas típicas de campos en Mé xico

Ritmo de Producción de Aceite, Qo, MBPD

Pre

sión

del

fond

o de

l poz

o, p

sia

Campos ATG-RN (Productividad Baja)

Campos Nat Frac RS (Productividad Media)

Campos Nat Frac RMNE, RMSO

(Productividad Alta)

IPR

VLP

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Componentes de la AIY

Conexión Yacimiento-Pozo

IPR

Yacimiento11

Plan de Explotación• N° de Pozos• Ubicación• Ritmos de

producción

Pozos22

Aparejo de producción

Instalaciones Superficiales

33

• Procesamiento primario• Ductos • Bombeo y compresión

VLP

VALOR DE UN ACTIVO = f (Reservas, IPR, VLP)Capacidad de aporte del yacimientoIPR VLP Capacidad de flujo del pozo



*Satter y Thakur: “Integrated Petroleum Reservoir Management: A Team Approach”, Penn Well Publishing Co., 1994 Tulsa,

Es el empleo de recursos humanos, técnicos y financieros para maximizar las ganancias obtenidas de un yacimiento, optimizando la recuperación de hidrocarburos mientras que se minimizan los costos de inversión y de operación*.


Definición

3 Modelo Sedimentológico 3D:Facies Texturales Carbonatos

4 Modelo

Petrofísico 3D: Triple Porosidad (Mx, Vug, Fract)

2 Modelo Estructural 3D:Tectónica y Volumen de Roca

Modelo Geofísico 3D:Cimas, Fallas y Atributos

1

5 Geomecánica 3D:Esfuerzos y FMI ®

6 Modelo de Fracturas:DFN, KF, Sigma & Lz

7 Volumen Original:

Reservas P10,P50,P90

8 Transferencia Simulación:Malla 3D y

Escalamiento

9 Objetivos y Localizaciones:Planificación y

Monitoreo

10 Automatización:Actualización

Es el empleo de recursos humanos, técnicos y financieros para maximizar las ganancias obtenidas de un yacimiento, optimizando la recuperación de hidrocarburos mientras que se minimizan los costos de inversión y de operación*.

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Optimizar el valor económico asociado a larecuperación de hidrocarburos de unyacimiento.

El objetivo general se consigue medianteObjetivos Específicos, que se establecen a lolargo del tiempo de acuerdo a las etapas queatraviesa el yacimiento durante su vidaproductiva. Ciclo de vida

de un yacimiento

Exploración

Descubrimiento

Delimitación

Desarrollo

Recuperación Primaria

Recuperación Secundaria

Recuperación Mejorada

Abandono


Objetivo General: en el largo plazo

Las etapas son interdependientes: Cualquier operación que en ellas se realice, o deje de realizarse, incide en la agregación de valor económico en el largo plazo.



8

25%

10%15%

10%

40%Rec. Primaria

Sistema Artificial

Rec. Secundaria

Rec. Mejorada

Volumen Remanente

Primaria

Secundaria

Mejorada

• Emplea energía natural del yacimiento.

• Usa sistemas artificiales de producción.

Tiempo

Pro

ducc

ión

• Agrega energía al yacimiento.

• Acelera producción de aceite móvil.

• Libera aceite atrapado en el yacimiento.

La Administración Moderna de Yacimientos admite yevalúa la necesidad de implementar procesos derecuperación secundaria y mejorada en la etapatemprana de la vida del yacimiento para cumplir suobjetivo.

Factores de Recuperación Típicos


Esquema de explotación

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Evolución en las prácticas en la Administración de Yacimientos

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1960 1970 1980 1990 2000

ContextoInternacional

México

Ingeniería de Yacimientos

� Inicia trabajo multidisciplinario : Geología + Geofísica + Ing. de Yacimientos.

� Herramientas de cómputo que hacen viable la Simulación Numérica de Yacimientos .

� La Administración de Yacimientos es sinónimo de Ingeniería de Yacimientos .

� El desarrollo y explotación de campos ocurre sin la integración de disciplinas.

� Estructura funcional que opera secuencialmente : Superintendencias de Yacimientos, Perforación, Producción e Ingeniería Petrolera.

� Era el pilar de la Administración de Yacimientos . Se consideraba la única disciplina de importancia técnica.

� No había sinergia entre disciplinas.

� Trabajo en equipo multidisciplinario en la Administración de Yacimientos de las grandes compañías operadoras

� Apertura tecnológica y alianzas entre operadoras

� Se conceptualiza y consolida la AIY : equipos multidisciplinarios y sinergia.

� Operadoras consolidan las nuevas prácticas de trabajo en la AIY.

� Los estudios integrales de yacimientos soportan el desarrollo y explotación de campos .

� Las prácticas de la Administración de Yacimientos no sufren cambios importantes en esta década

� Primer Estudio Integral (EI): Agave-Chiapas, Copanó-Muspac.

� En 1995 inicia la operación de campos mediante Activosque favorece el trabajo en equipo multidisciplinario en AIY.

� Se aplican conceptos de AIY en los Proyectos Burgos y optimización de Cantarell con resultados sobresalientes.

� Nuevos avances tecnológicos en monitoreo y control de la operación de los campos

� Surge la Nanotecnología con potencial aplicación en caracterización de yacimientos, productividad de pozos y procesos de recuperación mejorada.

� Consolidación de tecnologías de pozos para maximizar el contacto con el yacimiento.

� Consolidación de prácticas de AIY en los Activos.

� Cambios de organización y funciones en áreas técnicas para mejorar el soporte tecnológico a los Activos.

� Documentación de proyectos (FEL).� Implementación de Laboratorios de

Campo en ATG.� Se desarrolla Estrategia de

Recuperación Mejorada e inicia implementación.

� Reactivación de Campos Marginales : Nueva Ley de PEMEX facilita la participación de terceros en proyectos que impactan la Administración de estos Yacimientos.




0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

01/01/1950 01/01/1960 01/01/1970 01/01/1980 01/01/1990 01/01/2000 01/01/2010

MB

PD

1980-20001960-1980

Eventos relevantes en la explotación en México


1940-19601920-1940

• Optimización de pozos e instalaciones

• Inyección de nitrógeno en Cantarell (proyecto más grande en su tipo en el mundo)

10

2000-Actual

Inicio y desarrollo de campos Región Norte

Primer proyecto de recuperación secundaria e inyección de agua

• Desarrollo de los YNF de Chiapas-Tabasco y de la sonda de Campeche

• Inyección de agua, resultados pobres.• Implementación de sistemas de BN

• Reactivación del Proyecto Integral Delta de Grijalva

• Inicio de inyección de bióxido de carbono en Sitio Grande.

• Inicio de estudios de recuperación mejorada

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RetosRetos

YacimientosAdmón.

Producción de pozos

Mejoramientode

ProductividadMantenimiento

Optim.SAP

Rec.Secundaria

Monitoreocontinuo

Maduros naturalmente fracturados

Maduros de arenas

Aceite pesado y

extrapesado

11

RetosRetos OportunidadesOportunidades

Retos y oportunidades a corto y mediano plazo

Mantenimiento de la Producción

La fuerte declinación de la producción de aceite del complejo Cantarell (Akal)

experimentada a partir de 2005 ha impuesto el reto de

mantener la producción de aceite en niveles de 2.5 MMBD


Incremento del Factor de Recuperación de Aceite

YacimientosAdmón.

Producción de pozos

Mejoramientode

ProductividadMantenimiento Optim.

SAPRec.

SecundariaMonitoreocontinuo

Maduros naturalmente fracturados

Maduros de arenas

Aceite pesado y

extrapesado

Las tecnologías de procesos de recuperación mejorada para yacimientos naturalmente

fracturados están actualmente limitadas y deben ser adaptadas

o desarrolladas para su aplicación en los campos de

México



Recuperación Final Estimada (EUR)

Recuperación Final (UR)

Exploración y Evaluación, Fase I

Producción, Fase II

Estimación Alta

Reservas Esperadas

Estimación Baja

Producción Acumulada

Ran

go d

e in

cert

idum

bre

Aba

ndon

o

Periodo de plataforma

Tiempo tardío

Tiempo temprano

(Periodo de declinación)

Pro

ducc

ión

de a

ceite

dia

ria

Limite económico

Tiempo

Analogía y Métodos AnalíticosMétodos

Volumétricos Simulación Numérica y Métodos de Balance de Materia

Análisis del Comportamiento de Tendencias de Producción (PPT)

lla llb llc

12Fuente: Guidelines for Application of the Petroleum Resources Man agement System, PRMS, 2011.

Aportes de PEP en la AIYCambio de la incertidumbre y los métodos de evaluac ión del

ciclo de vida de un proyecto de exploración y produ cción

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No exhaustivo

Proyectos

Reclutar Planear Retener y suceder

Evaluar y reconocer

Asignar

Desarrollar

1 2 6

3

4

5

Estrategia de Gestión del Talento Técnico

Aportes de PEP en la AIY

¿Cuándo debemos retener o remplazar el

talento?

¿Cómo accedemos al

talento requerido?

¿Qué necesitan los proyectos?

¿Cómo evaluamos e incentivamos el buen

desempeño?

¿A qué proyectos debemos asignar el talento técnico?

13

Logros• Reclutamiento de 400 profesionistas• Carrera dual• Desarrollo de competencias• Posgrados



A. Estimación de la porosidad de las fracturas (flujo) en base a un exponente de cementación

(matriz - fracturas) variable

B. Evaluación del modelo considerando el exponente de cementación de la matriz

C. ResultadosVolumen original de aceite

en fracturas

Factor de formación versus porosidad total

Evaluación de solución simplemb = 2.5Ecuación simple para estimar la porosidad de las fracturas

y = x-2

1

10

100

1000

10000

0.01 0.1 1

F =

Ø-m

Porosidad, fracción

Factor de Formación

m = 2

m = 1

m = 3

m Shell

m Borai

Potencial (m = 2)

Fracturas

Vugs No Conectados

mφφ =2

0.001

0.01

0.1

1

1 1.5 2 2.5 3 3.5 4

Po

rosi

da

d t

ota

l

Fracturas Vugs No Comunicados

Exponente de porosidad, m

porfrac = 0.1

0.05

0.025

0.02

0.015

0.01

0.005

0.002

0.001

porvnc = 0.125

0.10

0.075

0.05

0.025

0.02

0.015

0.01

0.005

0.003

0.001

0.001

0.01

0.1

1

1 1.2 1.4 1.6 1.8 2 2.2 2.4

Po

rosi

da

d t

ota

l

Fracturas

Exponente de porosidad, m

porfra = 0.10

0.05

0.025

0.02

0.015

0.01

0.005

0.002

0.001

porfra = 0.10 portot^m

0.05

0.025

0.02

0.015

0.01

0.005

0.002

0.001

Evaluación Petrofísica para carbonatos fracturados


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A. Definición del problemaAnálisis de caracterización dinámica en condiciones

pseudo-estacionarias.

B. Análisis de la información a nivel

yacimiento.

C. ResultadosFactible estimar OOIP Estimación del tamaño

de acuífero.

Caracterización dinámica de Yacimientos


ObjetivoDetectar y evaluar los elementos que afectan el flujo de fluidos en el medio poroso, cuando se han establecido condiciones pseudo-estacionarias, tales como:• Volumen del yacimiento• Tamaño del Acuífero• Tamaño del casquete del gas

15

Análisis a nivel de Yacimiento1. Integración y sincronización de lainformación

2. Análisis de la información 3. Estimación de los parámetros

Diagrama de flujo para la aplicación de la caracterización dinámica a nivel yacimiento

Integración y sincronización de los datos de presión-producción

Determinación de la respuesta de presión a gasto constante

Análisis de los datos a través de métodos convencionales de interpretación

Selección del modelo de flujo identificando el régimen de flujo pseudo-estacionario (pss)

Determinación y cuantificación del tamaño del yacimiento y acuífero



Solución simple e incrementando variables

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

12/2002 12/2004 12/2006 12/2008 12/2010 12/2012

Pw

s kg

/cm

2

Tiempo

Sinan JSK

Simulación BM-DP Acuífero

Datos medidos

Simulación

Ajuste aceptable de los datos medidos de presión

Pronósticos de producción

0

2

4

6

8

10

12

Fre

cue

nci

a

N MMbls

Sinan JSK

Histograma

Frecuencia

Análisis probabilístico del volumen original de aceite


Dimensión de acuífero asociado Partición matriz - fracturas Aporte matriz - fracturas

Aceite remanente matriz - fracturas

Estudio de Balance de Materia para doble porosidad

A. Modelo de doble porosidad, transferencia

matriz – fracturas y acuífero asociado físico

B. Evaluación del modelo con ajuste histórico de presión de

fondo estática y análisis probabilístico de sus resultados

Matriz

Acuífero


Fracturas

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B. DesarrolloImportación de resultados del archivo de simulación numérica.Preparación del punto de operación para cada pozoAjuste y visualización de las tablas hidráulicas

A. Motivación Herramienta para el ajuste de tablas hidráulicas basada en las condiciones operativas de los pozos de una corrida de simulación

C. Resultados y beneficios

Reducción de tiempos y costos en el ajuste de las

tablas hidráulicas.Tecnología de ajuste y visualización propia.

• Herramienta para evaluar la consistencia del modelo estático y dinámico .

• Herramienta para facilitar el ajuste histórico.

• Seguimiento de los contactos . • Cuantificación del drene, imbibición y re-

infiltración.• Evaluación cualitativa del beneficio por

procesos de recuperación mejorada. Jun/79 Jun/81 Jun/83 Jun/85 Jun/87 Jun/89 Jun/91 Jul/93 Jul/95 Jul/97 Jul/99 Jul/01 Jul/03 Jul/05 Aug/07 Aug/09 Aug/11-2

0

2

4

6

8

10

12x 10

5

Gas

to d

e A

ceite

(Mat

riz) [

rb/d

ía]

Registro Público del derecho de Autor

EVolFRAC: Evaluación volumétrica de un YNFV

A.Motivación: Herramienta para discretizar y analizar el comportamiento del volumen poroso y de aceite del yacimiento en matriz y fractura

B. DesarrolloImportación de resultados de

simulación numérica.Preparación de información

Visualización de parámetros críticos en la explotación de YNF

C. Resultados y beneficios :Reducción de tiempos y costos en el

análisis deTecnología de visualización propia


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CaliPtO: Calibración de Tablas Hidráulicas



A. Aplicación del tiempo de balance de materia total y el

recíproco del gasto de producción de aceite y agua

B. Evaluación del modelo con ajuste histórico de gastos de producción de

aceite y agua


movible , máxima capacidad de producción

Grafica de diagnóstico en función del tbmt

Ajuste del flujo fraccional de agua Ajuste de la producción de agua Estimación inicial de parámetros de regresión no lineal

Calidad del ajuste histórico Ajuste de la producción de aceite

Análisis de curvas de declinación con interferencia de pozos


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Estrategia para mejorar los indicadores de seguridadindustrial y fortalecer la sustentabilidad delOrganismo

Iniciativa: Implementación de la AIY en PemexExploración y Producción

Diagnóstico: Situación actual de la AIY en PEP –Junio 2013

¿Qué se ha hecho ?

¿Qué se está haciendo?

Resultado: Carencia de un marco normativo queregule a nivel PEP el proceso AIY conlineamientos técnicos, estándares e indicadores deeficacia, eficiencia y calidad.

Un tablero de control automatizado de la

AIY

Un modelo de indicadores

de la AIY

Cuerpo de Gobierno de la Administración Integral de Yacimientos

ABCDe la administración integral de yacimientos de PEP


Modelo de procesos

19

¿A dónde queremos llegar?

Modelo de

de la AIY

Modelo de indicadores

de la AIY

Tablero de control automatizado de la

AIY

• Documento plan de • Documento plan de AIY

• Plan AIY para cada yacimiento

PEP

Regiones

Activo



Proceso de Gestión Tecnológica en PEP


Identificación de requerimientos tecnológicos

Gestión de acceso a tecnologías

Implementación de tecnologías

Implantación/ masificación/ y seguimiento

Identificación de soluciones tecnológicas

11 22 33 44 55

1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 20052013

Se crea el IMP como centro público de investigación para transformar el conocimiento en tecnología y servicios de valor para la industria petrolera.

1965

1982

19982000

PEP establece el PAT con el objetivo de reducir brechas tecnológicas y dirigir el desarrollo profesional técnico de PEP

PEP define estrategia tecnológica que formaliza los proyectos tecnológicos integrales

PEP adopta en mayo el PET, que marca prioridades en materia de tecnología

2011 2012El 5 de diciembre se formaliza el Cuerpo de Gobierno del Proceso de Gestión Tecnológica (CGGT)

En Marzo se revisó y presentó ante DGPEP la nueva estrategia tecnológica de PEP

PEP adopta el PGT el 31 de enero. Impulsa el surgimiento de una nueva cultura de seleccionar, incorporar y usar adecuadamente la tecnología

2010 2012

En junio PEP adopta la interfaz de gestión tecnológica (interacción entre subdirecciones es sustantiva, de apoyo y soporte técnico)

2012Pemex adopta el PAT el 10 de febrero. Establece estructura y secuencia que se debe seguir para la gestión tecnológica

2010Pemex emite las disposiciones administrativas de contratación (DAC)

2007

Pemex se define como seguidor fuerte de tecnología

1996

Plan Integral de Desarrollo Tecnológico de la Industria Petrolera (PIDETIP) patrocinado por el CIPM

20

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11



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KINE

JSKKISW

Proceso de diseño

Criterios de preselección• Temperatura• Densidad del aceite• Nula o poca presencia

de casquete de gas• Sello efectivo• Drene gravitacional• Dimensión estructural

Proceso de implementación• Inyectar 10 mmpcd de aire, por

un periodo preliminar de tres años.

• Condiciones de 4500 psi y 288 °F• Inicio de inyección, Oct-2014

Prueba piloto de inyección de aire, YNF

Reto tecnológicoPrimer proceso térmico a realizarse a nivel mundial en yacimientos naturalmente fracturados.

Antecedentes del campo• 33 años de producción• 28 pozos perforados• 1556 BOPD y 2.47

MMPCD, producción actual

• 26.8 %, factor de recuperación

Prueba piloto• Inyectar 10 MMPCD

(Aire)• Periodo: 2015-2021• Recuperación de

aceite: 10 MMBls

Carbonato fracturado

Proyectos en la frontera del conocimiento



Aguas Profundas No Convencionales

Retos técnicos en Portafolio de Proyectos

Proyectos Existentes

Retos Técnicos Clave

� Yacimientos carbonatados naturalmente fracturados

� Control y manejo de agua

� Crudos extra pesados marinos

� Recuperación Mejorada

� Nuevas tecnologías

� Administración de riesgo

� Diseño de instalaciones

� Aseguramiento de flujo

� Caracterización de yacimientos no convencionales

� Diseño de fracturas

� Administración de agua

� Operaciones flexibles

Proyectos en la frontera del conocimiento

No exhaustivo

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Comentarios finales

PEMEX, entre las 10 principales� Empresas petroleras a nivel internacional.

Evolución de AIY� Ha evolucionado en PEMEX al mismo nivel que

evoluciona internacionalmente

Administración Integral de YNF� Ha obligado a PEMEX a desarrollar tecnologías

propias para estos yacimientos

Apertura de explotación de hidrocarburos en México� Se tendrá un avance acelerado en la búsqueda de

soluciones tecnologías y de procesos en laexplotación de yacimientos no convencionales.

Octubre, 2014

Gracias por su atención

Dr. Francisco García Hernández

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