Desarrollo del Proyecto Experiencias y Resultados de la...

1

Activo de Producción Cantarell

“ Experiencias y Resultados de la Inyección de Nitrógeno en el campo Akal”

Ing. Guadalupe Luna Camarillo86ª Reunión ARPEL a Nivel de Expertos (RANE) “Gesti ón de Reservorios” 6 y 7 de octubre de 2014 – Buenos Aires, Argentina

ASOCIACIÓN REGIONAL DE EMPRESAS DELSECTOR PETRÓLEO, GAS Y BIOCOMBUSTIBLES

EN LATINOAMÉRICA Y EL CARIBE

“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”.www.pep.pemex.com

Contenido

Introducción

Antecedentes

Desarrollo del Proyecto

Resultados

Conclusiones

2



• Localización: 87 km al NE de Ciudad del Carmen, Est ado de Campeche..

• Descubierto en 1975 al perforar el pozo exploratori o Chac-1.

• Pozos perforados: 705

• Pozos operando:220

• Producción máxima: 2,282 mbd y 850 MMscft/d en novi embre de 2003.

• Proyectos: Cantarell y Ek-Balam

Introducción Información General

DOS BOCAS

ESCALA GRAFICA

KAX-1

UECH

KAB-101

SINAN101A1A

YUM-2401

MAY-1

MISON-1

KIX-1

KIX-2

YAXCHE-1

0 30 Km.

CD. DEL CARMEN

OCH POL

BATABTOLOC CAAN

CHUC

200 m.

100 m.

50 m.

25 m.

IXTAL CANTARELL

MALOOB-103

ZAAP-1

KUKUTZ

LUM-1BACAB

IXTOC-1TARATUNICH301

201101

1ABKATUN

EKBALAM

FRONTERA

TAKIN

2-B

ACEITE PESADO

ACEITE LIGERO

NUEVO CAMPO ACEITE PESADO

NUEVO CAMPO ACEITE LIGERO

PROYECTO COSTERO

620500 540 580460

2130

2170

2090

2050

Cantarell



CE

NO

ZO

ICO

ME

SO

ZO

ICO

Brecha Calcárea (BTPKS)Dolomía Litoclasticas, Mudstone -Wackestone cementado enmatriz calcárea con dolomitización, alta disolución envúgulos y en el medio fracturadoΦ= 8-10%Sw= 10-12% Espesor promedio= 260 metros

Cretácico Medio (KM)Carbonatos dolomitizados, con bajos los valores de resistividad, poca presencia de vugulos, alta presencia de fracturas.Φ= 6%Sw= 20-25% Espesor Medio= 106 metros

Cretácico InferiorMesodolomitas de color amarillo a café de un gris claro aoscuro. Alta presencia de fracturas.Φ= 7%Sw=12-15% Espesor promedio= 150m(NORTE), 400m (SUR)

Jurásico Superior Kinmeridgiano Parte inferior con intercalación de lutitas y calizas.Parte media con ooids Grainstone dolomitizadosParte superior con intercalación de dolomitas con lutitas.Medio y Micro-FracturadoΦ= 4-5%Sw= 20-30% Espesor Promedio= 296 metros

Calcarenas Mudstone-wackestone de intraclastos, color crema a grisclaro, con formas subangulosas a subredondeadas. Matrizde color gris claro, muy dolomitizada. Con altofracturamiento.Φ= 5-10%Sw= 30-60% Espesor promedio= 60 metros

Jurásico Superior Oxfordiano Conformado por arenas de cuarzo deleznables, delimitado en la parte superior e inferior por anhidritas.Φ= 22%Sw= 16% Espesor Promedio= 100 metros

Columna Geológica

3



Ku

Zaap

Kutz

AkalIxtoc

Ek-Balam

Chac

Maloob

Bacab

Nohoch

Tson

Ayatsil

TaratunichManik

Yaxiltun

Kayab

Tunich

Baksha

Bok

Abkatun

Lum

Pol

Batab

Takin

Numan

Nab N

Kambesah

Pit

Lem

Pohp

Kanche

Tekel

Sihil

El campo Akal se encuentra a 87 Km de ciudad delCarmen, Campeche con una producción de aceite de~202 mil barriles por día.

CD. DEL CARMENFRONTERA

Cd. Pemex

Ficha Técnica del Campo Akal

Akal

2 Horizontes Geológicos:Cretácico y JSK

• Producción aceite (Mbpd): 202*

• Producción gas (MMpcd): 920*

• Pozos con auto abastecimiento BN• Pozos con BN

6688

• Pozos productores : 154

•Centros de proceso de producción: 7

•Densidad del aceite (°API): 22°

•Presión @PPR (kg/cm²): 72

•Viscosidad (cp @ Pb): 2.59

•Volumen original (MMbls): 30,434

•Reserva original 2P (MMbls): 15,161

•Reserva Remanente 2P (MMbls): 2,450

• Producción acumulada Np (Dic- 13)(mmbls):

12,771

• Factor de recuperación Actual (%): • Factor de recuperación final (%):

42.049.7

* Producción de aceite y gas @ diciembre de 2013

Ubicación geográfica

Proyecto CantarellProyecto Cantarell

Proyecto Ek-BalamProyecto Ek-Balam



Instalaciones de producción del APC

Centros de procesos 7

Plataformas de perforación

58

Plataformas de compresión

14

Ductos 597

4



GAS A BAJA PRESIÓN

PLANTA DE RECOMPRESIÓN DE GAS

ATASTA

PLATAFORMA DE

COMPRESIÓNAKAL-GC

CD. PEMEXCACTUS

NVO. PEMEX

CONDENSADOS

ACEITE

PLATAFORMA DE PRODUCCIÓN

AKAL-G1

REBOMBEO

CENTRO DE PROCESOAKAL-C

TERMINAL MARÍTIMA CAYO ARCAS(MEDICIÓN)

GAS

TERMINAL DOS BOCAS

ACEITE PESADO

ACEITE PESADO

ACEITE PESADO

FPSO TA’KUNTAHUNIDAD FLOTANTE DE

PRODUCCIÓN, ALMACENAMIENTO Y

DESCARGA

NUEVOTEAPA

BOMBEO

PLATAFORMA DE PERFORACIÓN

AKAL-G/GR

INYECCIÓN DE GAS AL YACIMIENTO

PLANTA DE N2 CNC

BOMBEO NEUMÁTICO

Proceso de Explotación de Hidrocarburos



Contenido

Introducción

Antecedentes


Resultados

Conclusiones

5



Qo = 1,017.3

150

Pws = 270

Pws = 125.5

141

0

250

500

750

1000

1250

1500

79 80 82 84 86 88 90 92 94 96 98

Año

0

50

100

150

200

250

300Qo

N° de pozos

Pozos con BN

Pro

ducc

ión

de A

ceite

(M

BP

D)

Justificación del Proyecto

Pws AKAL

Pre

sión

(K

g/cm

2 ), N

úmer

o de

Poz

os

Pozos Productorescon bombeo neumático

PozosProductores

Presión

Antecedentes



La inyección de agua no se consideró por:• Factores de recuperación estimados de

hasta 20 por ciento menores conrespecto a la inyección de gas

• Las características de los yacimientos deCantarell podrían originar canalizacionesque producirían irrupción prematura deagua en los pozos, efecto contrario alque se quería obtener al mantenerhomogéneo el movimiento del contactogas-aceite con la inyección de gas

• Experiencias negativas con otrosyacimientos naturalmente fracturados deotras regiones de PEMEX

Inyección de agua Inyección de gas

La inyección de gas se definió como lamejor opción debido a que maximiza elvalor económico de las reservas:

• Promueve mejor el proceso dedrene gravitacional del aceite porgas

• Mayor factor de recuperación dehidrocarburos

• Opción más rentable

Alternativas de inyección de fluidos

6



Gas Natural Nitrógeno CO 2 Gas Combustible Aire

1 Composición 85% CH4 100% N2 100% CO285% N2,10% CO2, 5%

CO.80% N2, 20 % O2.

2 Densidad 0.65 0.96 1.50 0.98 1.00

3 Poder calorífico (BTU) 1,000.00 0.00 0.00 0.00 0.00

4Efectos adversos a la formación Ninguno Ninguno Ninguno

Obstrucción por partículas y residuos

de gasNinguno

5Efectos adversos a la tubería

Ninguno NingunoCorrosión interna y

externaCorrosión excesiva

interna y externaCorrosión por

oxígeno

6Efectos adversos al compresor

Ninguno Ninguno -

Las válvulas, interconexiones y tramos de tubería pueden averiarse.

Ninguno

7Problemas de los intercambiadores de calor

Ninguno Ninguno - Fallas operativas Ninguno

8 Ambientales Ninguno Ninguno Dispersión del CO2 Dispersión del CO2 Ninguno

9 GeopolíticasInterrupción del

suministroNinguno

Interrupción del suministro. Se tiene

que importar.Ninguno Ninguno

ConclusionesUsar hasta que el N2 esté disponible

Usar como fluido de inyección

No recomendable No recomendable No recomendable

Características de los Gases de Inyección



• Disponibilidad

• Efectos en el yacimiento

• Impacto ambiental y manejo seguro

• Requerimiento de instalaciones

• Costo, $/Mscf:

1.1N2 vs 2.7gas HC Costo final de N 2 ,

$/Mscf: 0.36

(A través de la licitación del servicio de

suministro)

Aspectos clave en las selección del gas a inyectar

7



• Pruebas de inyectividad (PEMEX)

• Inyección de trazadores (PEMEX-IMP)

• Pruebas especiales en núcleos en sistemas agua-aceite gas-aceite

(Marathon)

• Estudios de convección y difusión (PEMEX-IMP)

• Pruebas de laboratorio para sistema roca-fluido y simulación

numérica 2D (PEMEX_IFP).

• Estudios de simulación numérica de yacimientos (PEMEX-

Schlumberger-NSAI)

Estudios realizados para el diseño de la estrategia de explotación



Prueba de Inyectividad Pozo C-57A Akal-EAnálisis integral con el fondo del pozo como nodo

de solución.

0 5 10 15 2070

80

90

100

110

120

130

Qgi MMPCD

Pre

sión

de

Fon

do I

nye

cta

do K

g/cm

²

Yacim Prueba 70 kg/cm² 70.81 kg/cm² 72.08 kg/cm² 73.14 k g/cm²

Comportamiento de la inyección de gas en funciónde inyección en la cabeza

70 75 80 85 90 95 100 1050

20

40

60

80

100

120

Presión de Inyección Kg/cm²

Qgi

MM

PC

D

TP. 4.5" y 5.5" TP. 7" TP. 4.5" TP. 3.5"

Pozo C-57A

Barco 221Barcaza Sara M aría5 Unidades Inyecto ras7 Term os de N itrógenoCabina para Registros P- T (A lta R eso lución a Tiem po Rea l)

Akal-D

Estudios y Prueba de Campo

8



C-86

C-2096C-2098

C-2257D

C-2078D

R

G

S

FechaInyección

25/OCT/99

FechaIrrupción

25/NOV/99

FechaIrrupción

16/ENE/00

FechaIrrupción6/NOV/99

FechaIrrupción

16/ENE/00

Pozo de muestreoPozo Inyector

• Evaluación con la inyección de un trazador radioactivo de la anisotropia,convección y difusión en un yacimiento naturalmente fracturado.

Inyección de Trazador en Zona de Aceite



Modelo físico

Distribución de N2 en el aceitelejos de la zona de pozos(malla 10000 nodos en z

∆x = 6 cm)

Conclusiones• Los efectos de la convección natural por gradientes geotérmicos sobre el movimiento

de fluidos en la zona de aceite son despreciables comparados con los producidos por laconvección forzada de la extracción.

• El nitrógeno sólo contamina una pequeña zona por debajo del CGA cuyo tamañoalcanza un máximo durante los primeros meses de contacto entre el nitrógeno y elaceite.

• Haciendo uso de datos obtenidos en el pozo 66-A, se estima que el tamaño de la zonacontaminada es menor a 40 metros por debajo del CGA y el coeficiente dedispersividad es menor a 14.5 metros.

Comportamiento de la concentración de N2en zona de aceite – Convección forzada

9



El estudio con el IFP tuvo por objetivo

� Proveer a Pemex con:Proveer a Pemex con:Proveer a Pemex con:Proveer a Pemex con:o Un modelo fenomenológico que tomara en cuenta los Un modelo fenomenológico que tomara en cuenta los Un modelo fenomenológico que tomara en cuenta los Un modelo fenomenológico que tomara en cuenta los

mecanismos de convección y difusión involucrados en un mecanismos de convección y difusión involucrados en un mecanismos de convección y difusión involucrados en un mecanismos de convección y difusión involucrados en un

proceso de inyección de N2. proceso de inyección de N2. proceso de inyección de N2. proceso de inyección de N2.

o Una primera estimación de las concentración de N2 en las Una primera estimación de las concentración de N2 en las Una primera estimación de las concentración de N2 en las Una primera estimación de las concentración de N2 en las

corrientes de gascorrientes de gascorrientes de gascorrientes de gas

o Guía para la simulación del modelo completo de campoGuía para la simulación del modelo completo de campoGuía para la simulación del modelo completo de campoGuía para la simulación del modelo completo de campo

PEMEXPEMEXPEMEXPEMEX----IMPIMPIMPIMP----IFPIFPIFPIFP

Pruebas de Laboratorio y Simulación con el IFP



Difusión N2/gas

Difusión N2/aceite

Vaporización

Pruebas de inyección

Propiedades PVT

Krg/o, Pc g/o

Modelado de conveción

Krw/o, PC w/o

PEMEX-IFP-IMP

Agua

Gas

Aceite

% N2?

RGA, P

CGA

CAA

El problema N2

Análisis de IFP

RGA, P

CGA

CAA

10



Análisis de IFP

Resultados: Concentración de N2 vs tiempo de influencia (en la parte alta del yacimiento)

Fracción molar del nitrógeno en la afluencia de gas vs tiempo en la plataforma Akal-D

Fra

cció

n m

olar

del

nitr

ógen

o en

la a

fluen

cia

de g

as

Tiempo


autorización escrita de la Dirección General de Pemex Exploración y Producción”.www.pep.pemex.com 19

Kutz

Nohoch

Akal

Chac

• Modelo de simulación de aceite negro• Estudios para afinar distribución de

φf y φm vs. profundidad y compresibilidad de matriz y fracturas

• Actualización de datos presión-producción

• Ajuste de historia y pronósticos • Modelo de simulación composicional

• Calibración de la ecuación de estado

• Migración a versión composicional• Ajuste de historia y pronósticos

• Estudio de sensibilidad de la predicción de la concentración de nitrógeno en la corriente de producción

• Interpretación de pruebas de radiotrazado

Estudios de Yacimiento Realizados

11



Contenido

Introducción

Antecedentes


Resultados

Conclusiones



� Mantener la capacidad de producción de los pozos y reducir costos de mantenimiento.

� Optimizar el uso de instalaciones existentes.

� Detener la invasión de agua y favorecer el drene gravitacional para mejorar el factor de recuperación.

Mantenimiento de presión

RF = 45-50%OGC 2000

RF = 25-30%

WOC 2000

WOC 1979

OGC future

Premisas

Plan Maestro

� Mantenimiento de presión con inyección de N2: 1,200 mmscfd

� Perforar 214 pozos de nueve plataformas nuevas y conductores disponibles así como 7 pozos inyectores.

� Producción de 2.0 MMstbd

� Construcción de 2 centros de proceso

� Adquisición de una unidad flotante de almacenamiento y entrega (FSO).

Proyecto de optimización 1997

12



Planta Cantarell de N2

Instalaciones de Inyección Akal-CI; N 2

Akal E; Inyección de N2 o NG

Instalaciones de Inyección de Gas



Inicio de Inyección…... 19 MAY 2000Recuperación secundaria como mantenimiento de Presi ónInicio de Inyección…... 19 MAY 2000Recuperación secundaria como mantenimiento de Presi ón

Gas

Aceite

20962098

88

68

Inyección de nitrógeno y gas al yacimientocomo mantenimiento de presión

Pozo Qiny (MMpcd)

C-47 172C-49 184C-67 174C-69 182C-83 181C-85 123C-87 168Total 1,184

13



Monitoreo de Presión:

ODB FO AKAL -CI NB

Pozo aceitePozo gasPozo invadidoUbicación de sensorIntervalo perforado

CGA 2180 mVbmr

CAA 2613 mVCAA 2350 mV

1268 mV

TM GPD

Pro

fund

idad

Ver

tical

(m

)

Monitoreo de Presión



SW NW

C-488D

C-64 C-3062

N

CGA

CAA

Corte Transversal SW - NW

Corte Transversal SW - NE

SW

SE

NW

NE

C-488D

C-64

C-67

C-3062

C-3009D

C-3027D

C-1069

N

C-67

SW NE

C-488D

C-64 C-1069

N

CGA

CAA

C-67

Se muestra la distribución areal y

vertical de los sensores con los que

se monitorea el comportamiento de

la presión en zona de GasC-3009D

C-3027D

Cálculo de Presión en Zona de Gas

14



C-1069

C-3027DC-3009D

C-3062

C-488D

(NW) (NW) (NW) (NE)

(SW)

2706 mvbmr 2675 mvbmr 2656 mvbmr 2503 mvbmr

2520 mvbmr

Pre

sió

n @

23

96

mvb

mr

(K

g/

cm

2)

Pozos Monitores(Ubicación relativa)

Se traslada la presión registrada por cada sensor a la

profundidad de 2396 mvbmr, plano de referencia para

comparar los valores medidos.

Se observa un efecto espejo a lo largo de la presión registrada

por los sensores instalados en los pozos monitores,

independientemente del bloque en que se encuentre, lo que

valida el grado de comunicación de cada bloque.

(SW)

2531 mvbmr

S O N EA F DAD M M J J A S O NE F DAM M J J A S O N E F DAM M J J A S O N

2010 20132011 2012

(SW)

2519 mvbmr

E F AM

2014

Comparación de PWS en Zona de Gas



Concentración de N 2 en el casquete de gas

Monitoreo de la concentración de Nitrógeno

15



0

5

10

15

20

25

30

35

40

H2S CO2 N2 C1 C2 C3 I-C4 N-C4 I-C5 N-C5 C6 C7 C8 C9 C10 C11

% m

ol

Componente

5-Jul-2001 9-Nov-2001

Composición de aceite, C-1087 (B)

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

2200

2400

2600

2800

3000

CI INJECTOR1087 B

Monitoreo de concentración de N2



0

5

10

15

20

25

30

0 50 100 150 200 250 300

Vis

cosi

dad

, (c

p)

Presión, (kg/cm 2)

5-Jul-2001 9-Nov-2001

Viscosidad del aceite, C-1087 (B)

Monitoreo de concentración de N2

16



Contenido

Introducción

Antecedentes


Resultados

Conclusiones



Resultados del Proyecto

Sin proyecto

Poz

os O

pera

ndo

Qw

(M

bpd)

Q

g (M

Msf

t/d)

Q

o (M

bpd

) --

-N

p

Jun/ 79

Dic/81

Ene/ 82

Dic/89

Ene/ 90

Dic/95

Ene/ 96

Dic/03

Ene/ 04

Dic/09

Ene/ 10

Mar/13

Iny.

Gas

Nat

ural

Iny.

N2

MM

cft/d

PP

R

17



42.01

11.58

33.79

19.03

48.15

0

10

20

30

40

50

60

1 4 7 10 13 16 19 22 25 28 31 34 37 40 43 46 49 52 55 58 61 64 67 70 73 76 79 82 85

Fac

tor d

e R

ecu

pera

cion

(%)

Años de Explotación

AKAL YATES GHAWAR

Implementación de BN como SAP

Inyección de Nitrógeno como

Mantto. de Presión en el Campo AKAL

Inyección de CO2

Inyección de Nitrógeno

Proceso de Doble DesplazamientoInyección de

Agua

Km = < 5 mDNP = 12, 788 MMbls

OOIP = 30,434 MMbls

Km = 50 - 1000 mDNP = 81,855 MMbls

OOIP = 170,000 MMbls

Km =100 mDNP = 1,450 MMbls

OOIP = 4,300 MMbls

Inyección de Gas

Factor de Recuperación Akal vs Yates, Ghawar



Sor = 33%CGA actual

Sor = 46%

CAA actual

CAA original

CGA futuro

Agotamiento natural Mantenimiento de presión

Sor = 33%CGA actual

Sor = 46%

CAA actual

CAA futuro

CGA futuro

CAA original

Sor =46%

• Incremento en el factor de recuperación de crudo

• Mayor beneficio económico

• Reducción de costos de operación de instalaciones al acelerar la recuperación de hidrocarburos

Beneficios del Mantenimiento de Presión

18



Contenido

Introducción

Antecedentes


Resultados

Conclusiones



Conclusiones

� La inyección de N2 ha sido implementadaexitosamente para el mantenimiento de presión enun yacimiento naturalmente fracturado

� El éxito de la recuperación adicional se debeprincipalmente a la infraestructura, obrasterminación y reparación de pozos. La producciónde los pozos es directamente dependiente delmantenimiento de presión.

� Después de 34 años la producción acumulada deaceite de Akal es mayor a 12.7 MMMb (FR 42%)

� Un plan de monitoreo de presión y de muestreo defluidos (concentraciones de N2) ha sido implantadoexitosamente en el campo

� El mantenimiento de presión a través de la inyecciónde N2 y gas hidrocarburo en Akal representa unaspecto clave en la estrategia de explotación futura.

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autorización escrita de la Dirección General de Pemex Exploración y Producción”.www.pep.pemex.comGracias

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