proyecto cantarell: evaluación de los aspectos de la ingeniería petrolera
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r ACADEMIA DE INGENIERÍA
PROYECTO CANTARELL: EVALUACIÓN DE LOS ASPECTOS DE LA INGENIERÍA PETROLERA.
Autor: J. Tomás Limón Hernández
L AGRADECIMIENTOS
Este trabajo se preparó para ingreso del autor a la Academia de Ingeniería. La presentación versa sobre los aspectos de Ingeniería Petrolera del Proyecto Cantarell el cual es el mas
L importante que se haya desarrollado en Petróleos Mexicanos en los últimos años
El material de la presentación comprende mi participación durante un periodo de 5 años en el Proyecto y de casi dos años como miembro del grupo de Monitoreo del comportamiento del yacimiento, y es el fruto del trabajo de mucha gente, principalmente de Pemex Exploración y Producción, que se desempeñó como un verdadero equipo de alto desempeño del cual fui parte durante los cinco años mas interesantes de mi carrera profesional. En particular quiero mencionar al Ing. José Antonio Ceballos S. quien en todo momento guió, apoyó y cuando se requirió, tomó decisiones muy importantes, que como se verá en la presentación fueron para bien del País y de la Ingeniería Petrolera.
También debo reconocer la participación de todos los miembros del Proyecto Cantarell y del personal del Activo Cantareli que ha sido el principal responsable del programa de monitoreo y de cuyas presentaciones tomé gran parte del material sobre el seguimiento de la inyección.
t ANTECEDENTES
El complejo Cantarell está localizado en la bahía de Campeche aproximadamente a 80 km al norte de Cd. Del Carmen (Fig. 1), comprende cinco campos denominados AkaI, Chac, Kutz, Nohoch y Sihil, este último descubierto en 1998. El campo Akal es el más grande y
t produce más del 90% de la producción del complejo. Cantarell produce de rocas carbonatadas del Paleoceno, Cretácico y Jurásico, a profundidades que varían de 1,000 a
t. 3,200 m bajo el nivel del mar (Figs. 2 y 3). El espesor promedio del intervalo productivo
CI varia de 141 a 908 m. Las características excepcionales de productividad de los campos son resultado de un extenso sistema de fracturas naturales y a la porosidad secundaria
L yugular. El complejo es parte de un sistema regional con un volumen original estimado en 55,100 millones de barriles de aceite comunicado a través del acuífero común (Fig. 4).
El campo fue descubierto en agosto de 1977 con la perforación del pozo Chac 1-A que produjo 34,000 barriles por día (bpd) de aceite de 22 grados API. La producción inició en junio de 1979 alcanzando un máximo de 1 millón 157 mil bpd en 1981 con solo 40 pozos de gran productividad.
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INTRODUCCIÓN
Hacia 1996, el campo, había sido explotado durante 17 años con una producción de alrededor de 1 millón de bpd. A este año, se habían producido 6,015 millones de barriles quedando todavía otros 11,123 millones que representaban el 64.9% de la reserva probada original. Debido a la extracción de los fluidos la presión se había abatido de un valor original 270 kg/cm 2 al nivel de referencia, a tan solo 125 kg/cm 2 (Fig. 5). Esto a su vez había originado que el agua del acuífero, presente en el flanco sur invadiera el yacimiento y tuviera un avance de 500 m. Por otro lado, en vista de que la presión del yacimiento se había reducido mas allá de la presión de saturación, parte del gas disuelto en el aceite se había liberado, migrado hacia la parte superior de la estructura formando un casquete de gas secundario.
La producción del campo mostraba una franca declinación debido al abatimiento de la productividad de los pozos la cual se había reducido de 31,000 bpd a menos de 7,000, de tal manera que si en un principio se había requerido de sólo 40 pozos para alcanzar niveles de producción de más de 1 millón 150 mil bpd ahora con más de 150 pozos apenas se llegaba 1 millón. Esto por supuesto es un resultado del abatimiento de la presión del yacimiento (Fig. 6), lo cual además había tenido como consecuencia que a partir de diciembre de 1985 fuera imperativo recurrir a un sistema de producción artificial. Para 1996 el 92 % de la producción del bloque Akal se obtenía mediante este sistema.
De haber continuado con el mismo esquema de explotación, la presión se habría abatido aún mas, de modo que para el año 2004 la productividad de los pozos sería de alrededor de 3,200 bpd, por lo que sería necesario un programa de perforación intensivo sólo para mantener el nivel de producción. Por otro lado el avance del agua del agua por el flanco sur continuaría hasta un nivel en que se comunicaría al flanco norte, provocando el cierre prematuro de los pozos terminados en este flanco.
- Otro problema que se presenta en este yacimiento, es la pérdida de fluidos durante la perforación y reparación de pozos, situación que se irá agravando de continuar la declinación de la presión. Actualmente la perforación de la brecha del Paleoceno se hace prácticamente sin circulación y la perdida de fluidos afecta a algunos pozos productores vecinos, lo que obliga a estrangularlos durante periodos de tres a seis meses, tiempo que se requiere para que los fluidos se segreguen hacia el acuífero.
Además, un esquema de explotación sin mantenimiento de presión conduciría a tiempos muy largos de extracción de las reservas. En estas condiciones se rebasará la vida útil de las instalaciones, que es de aproximadamente 25 años y para explotar la totalidad de las reservas de Cantarell, en el futuro será necesario construir nuevas instalaciones y perforar otros pozos, en condiciones de presión del yacimiento mucho más desfavorables.
Ante esta situación existente en 1996, se plantearon los siguientes interrogantes clave: De continuar con el método actual de explotación, ¿Cuál va a ser la recuperación final? ¿Es posible incrementar esta recuperación? ¿Cuál es el ritmo de producción que maximiza el valor económico del yacimiento? ¿Qué instalaciones o modificación de las existentes son necesarias para manejar los volúmenes esperados? ¿A que costo? y ¿Cuál sería la rentabilidad?
Reconociendo que el campo Cantarell es el Activo más importante de la Nación, la administración de Pemex no vaciló en dedicarle todos los recursos para contestar estas
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interrogantes y asegurar el análisis exhaustivo de alternativas de explotación y opciones tecnológicas que desembocaran en un plan óptimo de explotación. Con esto en mente, se integró un grupo multidisciplinario con personal de diversas áreas de Pemex y asesorado en temas de Ingeniería de Yacimientos y de instalaciones superficiales por especialistas de compañías internacionales. Además, para proporcionar dirección y apoyo se estableció un Comité de Dirección al mas alto nivel.
En este trabajo se presentan los aspectos de Ingeniería Petrolera mas relevantes que dieron origen al Proyecto Cantarell y se reportan los resultados a casi tres años de haber iniciado la inyección de nitrógeno al yacimiento.
PLANEACIÓN DEL PROYECTO
Con el objeto de establecer el plan de desarrollo del campo que maximizara su valor económico y después de realizar extensos estudios de laboratorio, trabajos de simulación
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del comportamiento del yacimiento apoyados en modelos matemáticos del mismo y una evaluación económica rigurosa, el grupo concluyó que se debía acelerar el ritmo de
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extracción y que para incrementar la recuperación era necesario implantar un sistema de mantenimiento de presión 1 ' 2 ' 3 . Esta última conclusión resultó de haber determinado que la
E invasión del yacimiento por el agua ocasionaba una disminución en la recuperación. El
E avance debía detenerse impidiendo que continuara declinando la presión Las conclusiones generales se listan a continuación:
-. Se recomienda continuar con el programa de optimización del flujo en pozos iniciado por personal de la región. Existen condiciones favorables para que actúe la segregación gravitacional, esto es, alta permeabilidad debida a las fracturas, espesores potentes de formación y alto relieve estructural por lo que el desplazamiento de aceite en el casquete de gas es mas efectivo que el que ocurre por el agua en el flanco sur. Para favorecer este mecanismo, es necesario implantar un sistema de
E mantenimiento de presión con lo cual se incrementará la recuperación final además de la capacidad de producción Con el mantenimiento de presión se tendría una recuperación adicional de 2,324 millones de barriles de aceite y 860 mil millones de pies cúbicos de gas El sistema óptimo para el mantenimiento de presión es la inyección de un gas al casquete.
E Usar nitrógeno como gas de inyección tiene ventajas sobre el gas natural, ya que es mas barato y no tiene efectos negativos apreciables. En vista del tamaño de las reservas, es imperativo implantar un plan de desarrollo mas agresivo. El escenario que maximiza el valor incluye la perforación de 205 pozos productores para lograr niveles de producción del orden de 2 millones de
E barriles. Este escenario exhibe un VPN del orden de 29,000 millones de dólares (MMdd). El tiempo es la esencia del proyecto.
El "Advisory Study", Netherland, Sewell and Associates, Inc., Junio 1, 1996. 2 Letter Report", Netherland, Sewell and Associates, Inc., Julio 10, 1996.
- 3 Feasility Study of Gas Injection in Offshore Mexican Reservoirs", Unigas Co, Reporte Final.
r Como en todo proyecto de desarrollo de campos se presentan riesgos; unos inherentes a la ingeniería de yacimientos que trata, con información muy reducida del sistema roca-fluidos, de predecir el comportamiento bajo diferentes esquemas de explotación y otros relacionados con la ejecución del proyecto y con el esquema normativo. Estos últimos fueron los que mas afectaron el desarrollo del proyecto, pero su discusión está más allá del alcance de esta presentación.
Una decisión clave en el desarrollo del proyecto fue la definición de un simulador para generar los pronósticos de producción que ayudarían a escoger la mejor alternativa. En la región ya se disponía de un simulador ECLIPSE de doble porosidad. Sin embargo, este presentaba algunos problemas de congruencia en vista de que el volumen original que no correspondía al valor de las reservas. Además, no se tenían los estudios necesarios para caracterizar adecuadamente el sistema roca/fluidos y el fenómeno de flujo en un sistema de doble porosidad. Por esta razón se tomó la decisión de usar, inicialmente, un simulador ECLIPSE simplificado de 3 fases y 3 dimensiones de una sola porosidad para predecir el comportamiento del yacimiento. No obstante, reconociendo la necesidad de contar con simulador de doble porosidad y composicional, se continúo con el desarrollo de un simulador mejorado que entre otras cosas incorporara el modelo geológico recientemente
C desarrollado en el Activo e incluyera valores de saturación residual de aceite en las zonas invadidas por agua y gas determinados en pruebas de desplazamiento en núcleos por centrifugación.
Una dificultad mayor consistió en cuantificar el efecto de inyectar nitrógeno en el casquete de gas. Sin embargo, se estimó que esto no debería afectar la recuperación o los pronósticos de producción, puesto que la inyección al casquete no era más que la continuación de un proceso que ya existía en el yacimiento. No obstante, era necesario caracterizar su comportamiento a efecto de incluir el impacto económico de purificar el gas producido y el costo y tiempo de instalación de la planta de eliminación.
Los primeros estudios de laboratorio mostraban que al poner en contacto el aceite del yacimiento con nitrógeno, ocurría un intercambio de masa en el cual el nitrógeno se incorporaba al aceite y éste a su vez desprendía hidrocarburos intermedios. Teóricamente este fenómeno sólo se daría en el contacto gas aceite requiriéndose de tiempos muy grandes para que por difusión el nitrógeno alcanzara concentraciones significativas en la zona de aceite. Sin embargo debido a la gran comunicación vertical del yacimiento, en Cantarell se presenta el fenómeno de convección térmica el cual se pensaba que aceleraría la dispersión del nitrógeno y por lo tanto la velocidad con la que se presentaría en el aceite
, producido. Obviamente que aún las compañías mas avanzadas del mercado no incorporan en sus simuladores los modelos matemáticos para reproducir todos estos fenómenos.
C Además, aún cuando se dispusiera de estas características sería necesario conocer los coeficientes de difusión y cuantificar la intensidad de la convección para poder realizar las
- simulaciones.
Por lo anterior, fue necesario para la toma de decisiones considerar un modelo en el que el nitrógeno inyectado se mezcla instantáneamente con el gas del casquete y de éste a su vez con el aceite contenido en las fracturas. Constituye el caso mas desfavorable posible pues supone un 100% de difusión y convección. El perfil resultante indicó que se alcanzaba una
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E concentración del nitrógeno del 12.5 % tres años después de iniciada la inyección 4 Estos resultados fueron usados para evaluar los costos de la purificación de la corriente de gas y
E. los de recuperación del gas del casquete así como el tiempo de instalación de la planta de separación. De cualquier manera, para afinar las predicciones, se continuó con estudios de laboratorio y de simulación encargados al IMP e IFP 5 ' 6 . Los resultados se reportan en un capítulo posterior
E. Para mitigar los riesgos, en PEP se estableció una doble estrategia. Primeramente la realización de estudios bajo el escenario más desfavorable, como el que se mencionó en el
E párrafo anterior, que sirvieran para estimar las expectativas más tempranas de producción de nitrógeno y con estas la viabilidad económica de la inyección. La segunda parte consistió en llevar a cabo rigurosos estudios teóricos, de laboratorio y de campo para determinar la ecuación de estado aplicable y cuantificar los coeficientes de difusión y la intensidad de la convención, para posteriormente incorporarlos a los simuladores convencionales disponibles. De igual manera, se tomaron las acciones necesarias para
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evolucionar el simulador simplificado del yacimiento a uno que incluyera las características de flujo en yacimientos fracturados de doble porosidad. Actualmente se dispone de un
E. simulador ECLIPSE (Si) de doble porosidad con 73,928 celdas activas que incorpora los
E. resultados del modelo geológico mejorado e incluye los estudios de laboratorio llevados a cabo para precisar las permeabilidades relativas y presiones capilares 7. Estos resultados
E.
de laboratorio fueron muy importantes porque confirmaron la mayor eficiencia del desplazamiento con gas, comparado al obtenido con agua. El simulador Si es el que se
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usó posteriormente para actualizar los pronósticos de producción y su versión composicional se denominó S1-c.
E Otros temas que en algunas instancias han sido mencionados como factores de riesgo que
E no fueron tomados en cuenta durante la planeación, se refieren a la realización de una prueba piloto, la contaminación del casquete de gas y la disminución de la recuperación de
E. aceite por la presencia del nitrógeno. Todos estos temas si fueron considerados durante la planeación.
No se llevó a cabo una prueba piloto simplemente porque no se consideró necesaria. En E general, la inyección de nitrógeno en el casquete es una continuación de un mecanismo del
desplazamiento que estaba presente en el yacimiento y que además había probado ser muy efectivo. Los fenómenos que se presentarán serán mas bien de transferencia de masa resultante de la interacción del nitrógeno con el gas del casquete, con el aceite residual y
E con el de la zona productiva.
E. En cuanto a la contaminación del casquete de gas, efectivamente al inyectar nitrógeno este
Ese contamina, pero este efecto fue considerado al incorporar en el análisis económico el costo de instalación de una planta para purificar el gas al término de la vida útil del
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yacimiento, sin embargo su valor es mínimo debido la lejanía en el tiempo de este evento. Por otro lado al mantener la presión ya no se liberaría mas gas del aceite del yacimiento
E. " "Aspectos Económicos del Proyecto de Suministro de Nitrógeno", Presentación a la H. Cámara de Diputados, Septiembre
30, 1998.
E 5 "Estudio de la Difusión y Convención de Sistemas Nitrógeno - Fluidos del Yacimiento", Instituto Mexicano del Petróleo, 1997. 6 "Study of Nitrogen Injection in the Cantarell Complex", Instituto Francés del Petróleo, 1998.
"Análisis y Pruebas Especiales de Petrofísica en Núcleos de Roca a Condiciones de Yacimiento", Marathon Petroleum Latinoamérica, Reporte Final.
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sino que este se produciría junto con el aceite obteniéndose una recuperación adicional de 867 mil millones de pies cúbicos de gas. Si el mantenimiento de presión hubiera sido implantado antes de que la presión del yacimiento hubiera alcanzado la de saturación, el gas natural que actualmente se encuentra en el casquete habría sido producido en vez de acumularse en el casquete. Con respecto a la afectación de la saturación residual de aceite, las pruebas de laboratorio indicaron 5 que la presencia de nitrógeno en el casquete vaporizaba parte de los hidrocarburos intermedios mejorando la recuperación.
Un riesgo que no se tomó en consideración en toda su magnitud es el relacionado con la construcción de las obras. Sin embargo, como ya se mencionó, este no es tema de esta ponencia, basta decir que los aspectos relacionados con la dificultad de construir varias obras interrelacionadas y modificar las existentes en instalaciones marinas en operación provocaron grandes problemas logísticos que no fueron considerados debidamente. No obstante, como se explica posteriormente, a pesar de estas dificultades que finalmente resultaron en retrasos de las obras, se alcanzaron las metas del proyecto gracias a la implantación de planes de contingencia que amortiguaron el impacto de estos retrasos y al rediseño de los pozos que resultó en una mayor productividad.
En resumen se tomaron decisiones consientes del riesgo que estas implicaban pero basados en juicios sólidos de ingeniería y con la participación de un gran número de expertos a nivel nacional e internacional. Al mismo tiempo se continuaron con los cursos de acción necesarios para ir disminuyendo el riesgo. Los resultados obtenidos hasta la fecha corroboran la robustez de esta estrategia.
EJECUCION
Al mismo tiempo que se efectuaron los estudios del yacimiento, se analizaron diversas alternativas para las instalaciones superficiales para definir la de mas bajo costo, técnicamente aceptable, a la opción resultante 8 ' 9 , en conjunto con el programa de perforación de pozos se le denominó "Proyecto Cantareli"
Para instrumentar un proyecto de esta complejidad y dimensión, fue necesario diseñar una estructura organizativa apropiada e integrar un vasto equipo profesional de alto calibre con participación de connotados especialista a nivel nacional e internacional. Para esto se contrato a las empresas Bechtel y Netherland & Sewell. Sin embargo fue PEP el encargado de coordinar el proyecto y de formular y adecuar los planes de su desarrollo.
Los objetivos del Proyecto se agruparon en cuatro rubros a saber:
• Incrementar las reservas • Incrementar la producción a más del doble • Aprovechar el gas producido, y • Contar con instalaciones flexibles y confiables.
Las obras relacionadas con el primer y segundo objetivos se listan en la Fig. 7. De estas convienen destacar la planta para producir nitrógeno de alta pureza y la perforación de 7 pozos inyectores de alta capacidad (Fig. 9).
"Cantareil Fleid - Short Term Plan", Bechtel, Junio 1996. "Cantareil Field - Long Term Plan", Bechtel, Octubre, 1996.
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La planta se contrató bajo el esquema BOO (Por sus siglas en Inglés Build, Own and Operate) para suministrar 1,200 millones de pies cúbicos por día (MMpcd) durante 15 años.
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Bajo este esquema, PEMEX sólo paga por el nitrógeno suministrado, de modo que no se realizó ninguna erogación hasta que se arrancó la planta y se inició la entrega.
Los pozos inyectores fueron terminados en agujero descubierto en la cima de la estructura con con tubería de inyección de 9-5/8". Cada uno tiene una capacidad de 200 MMpcd. Durante su perforación se tuvieron que tomar precauciones especiales al penetrar el casquete de gas, ya que debido a la baja presión del yacimiento, se tuvo que perforar sin circulación una zona de gas con un alto contenido de H2 S.
El logro del segundo objetivo estaba sustentado en los resultados de la perforación de pozos, tanto en número como en productividad. El número se determinó al optimizar el ritmo de explotación del campo y considerando su ubicación en las zonas con mejores características del yacimiento (flanco norte). Además, como no todos los pozos podía ubicarse en plataformas existentes, se requirió la construcción de 8 plataformas para alojar el resto y de instalaciones para manejar la producción incremental. De entre éstas destacan (Fig. 7) dos complejos de producción completos con plataformas habitacionales y las modificaciones a las instalaciones existentes para permitir la perforación de pozos desde
E ellas y el manejo del incremento de producción.
Para las plataformas de perforación se buscó una alternativa al método tradicional que necesitaba de la instalación de la plataforma antes de iniciar la perforación, en vista de que el tiempo era la esencia del proyecto. Esta consistió en iniciar la perforación de inmediato con equipos autoelevables y plantillas instaladas en el fondo marino y modificar el diseño de las plataformas de modo que pudieran instalarse posteriormente para recuperar los pozos perforados. Esto requirió implementar, por primera vez en México, la técnica de terminación temporal en el fondo marino, ya que los pozos deberían dejarse ahí para su posterior recuperación. Con esta técnica se terminaron 10 pozos.
El tercer objetivo del proyecto, estaba dirigido hacia mejorar la utilización del gas natural y por lo tanto disminuir su envío a la atmósfera. Como un resultado del incremento de producción, se proyectaba manejar volúmenes de gas de más de 1,500 MMpcd, casi 800 MMpcd más que lo que se manejaba en 1996. La infraestructura necesaria para manejar este volumen incremental se exhibe en la Fig. 8. Con la implantación de estos proyectos se alcanzaría una capacidad de manejo de 2,200 MMpcd incluyendo relevos.
La plataforma de proceso de gas proyectada para acondicionar 600 MMpcd de gas dulce E fue diseñada para reducir la dependencia de la operación de los pozos del gas de BN que
se envía desde Ciudad Pemex, 80 km tierra adentro, además de evitar costos de transporte.
Junto con los objetivos anteriores, se identificó también la necesidad de nueva infraestructura para garantizar la seguridad física del personal y de las instalaciones, además de permitir una operación continua aún durante situaciones adversas del clima. Los principales proyectos relacionados con el logro de este objetivo se listan en la Fig. 8.
Para manejar el incremento de producción de aceite y mejorar la flexibilidad en el manejo, se propuso la instalación del primer FSO (Por sus siglas en inglés Floating Storage and Offloading) en el Golfo de México. El FSO fue la alternativa mas económica para resolver el problema que representaba el cierre de pozos cuando por motivos de mal tiempo, se
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r cerraba la terminal de Cayo de Arcas. Además de que agrega dos puntos de carga
muj adicionales para exportación.
el El FSO es el primero en su clase que se instala en el Golfo de México. Tiene una capacidad neta de almacenamiento de 2.342 millones de barriles y puede recibir hasta 800,000 bpd.
It Está diseñado para operar en condiciones extremas del tiempo, tales como vientos de 215 km/h yolas de 16 m. Esta embarcación inició operaciones en septiembre de 1998.
En vista de que el tiempo era la esencia del proyecto, su ejecución se llevó bajo un esquema acelerado seleccionando el tipo de contratación IPC (Ingeniería Procura y Construcción). Las obras se agruparon en 38 contratos y los procesos de licitación se iniciaron en diciembre de 1998 y hasta la fecha se lleva un avance del 96%.
Aún cuando el programa de construcción acusa un retraso, el análisis del cual está fuera del alcance de esta presentación, las metas del programa han sido alcanzadas gracias a la aplicación de planes de contingencia y a mejoras tecnológicas, como se mostrará en el capítulo siguiente.
RESULTADOS DE LA INYECCIÓN DE NITRÓGENO.
Por ser este el primer proyecto de inyección de nitrógeno a un yacimiento en México y por su magnitud, único en el mundo, antes de iniciar la inyección se estableció la necesidad de detallar un plan cuidadoso para verificar los resultados así como para afinar el valor de algunos parámetros que se habían supuesto durante la etapa de planeación, en particular los coeficientes de difusión y dispersión. La respuesta del yacimiento representaba una oportunidad única para validar las teorías y supuestos usados en los modelos de simulación por lo que era importante hacer una buena planeación de la toma de información. El plan se enfocó principalmente al monitoreo de la presión del yacimiento y a la presencia del nitrógeno en la corriente de gas. Los resultados deberían confirmar que cuando la producción alcanzara 2 millones de bpd y la inyección 1,200 MMpcd, la presión debería mantenerse. En cuanto a la presencia de nitrógeno el objetivo era determinar su incorporación al aceite. Adicionalmente se estableció un programa para medir la difusión
- del nitrógeno en el gas del casquete.
En este capítulo se presentan los resultados obtenidos del plan de monitoreo a casi tres años de haber iniciado la inyección. Además, con el propósito de evaluar el desempeño económico, se incluyen también los resultados en cuanto a los niveles de producción del campo.
La inyección se inicia a fines de mayo del 2000 con la puesta en operación del primer módulo de la planta con capacidad de 300 MMpcd, el segundo tercer y cuarto módulos entraron en operación en junio, agosto y diciembre del 2000 (Fig. 10). Sin embargo, a pesar de que con el arranque del cuarto módulo se alcanzó la máxima capacidad, ésta no pudo sostenerse por diversos problemas de diseño. Los problemas se volvieron mas severos hacia finales del 2002 agravados por el hecho de que a estas fechas el nivel de producción del campo había superado los 2 millones de barriles. No obstante la compañía parece haber corregido las fallas y es de esperarse que con excepción de abril del 2003 cuando se tiene programado la reparación escalonada de los módulos y el promedio bajará a 900 MMpcd, el resto del año se mantendrá la entrega en los 1,200 MMpcd. El promedio de inyección en los años 2001 y 2002 fue de 1,047 y 828 MMpcd, respectivamente.
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Comportamiento de la Presión. La premisa fundamental del proyecto fue el inyectar nitrógeno en el casquete para evitar que la presión siguiera declinando y evitar el avance del agua por el flanco sur. Para esto, la presión debería mantenerse constante en el contacto agua aceite cuando se alcanzaran los máximos niveles de producción e inyección (2 millones de bpd y 1,200 MMpcd, respectivamente). Para confirmar este comportamiento se instalaron sensores de presión en diferentes zonas del yacimiento tanto areal como verticalmente (en la zona de aceite, cerca del agua y en la zona de gas del yacimiento).
- Como un ejemplo del comportamiento observado en la zona de aceite, en la Fig. 11 se muestra la presión en lo pozos 77D, C-58 y C-9D. Además se incluye en la parte superior el volumen inyectado y la producción de crudo. Nótese la respuesta inmediata de los tres pozos a las variaciones en el ritmo de inyección a pesar de que estos están situados a varios kilómetros de distancia. En el pozo 77D se inició el registro de la presión antes de empezar a inyectar observándose una declinación de 4.9 kg/cm 2 laño, la cual se detiene a la entrada del segundo módulo, de ahí se incrementa 15 lb/pg 2 (1.05 kg/cm 2 ) en 10 meses. También nótense las variaciones en el pozo C-58 durante noviembre diciembre, la presión que iba en aumento, empieza a declinar cuando sale de operación un módulo de la planta y
U la inyección baja de 900 a 600 MMpcd. De acuerdo al diseño, a este nivel de producción, la - presión debería mantenerse con la inyección de 900 MMpcd.
El comportamiento de la presión en el casquete es diferente. La presión se incrementa aún cuando en la zona de aceite se mantenga constante. Esto debido al movimiento del contacto gas/aceite. De hecho la velocidad del movimiento del contacto se puede estimar con precisión de las variaciones de la presión con el tiempo en el casquete y en la la zona de aceite. La variación de la presión en el casquete se muestra en la Fig. 12.
Para verificar la congruencia de este comportamiento en la Fig. 13 se despliegan los resultados de la simulación para un inyección de 900 MMpcd y producción de aproximadamente 1 millón 625 mil bpd. En la parte inferior se observa cual debería ser el comportamiento para esta relación/producción. Adviértase que la presión en las zonas de agua y aceite esencialmente mantiene su valor, en particular para el pozo C-77 el incremento en un año coincide con el valor observado. En el casquete, la presión se incrementa continuamente con un gradiente de aproximadamente 3.9 kg/cm 2 por año que está dentro del orden del comportamiento del pozo 0-52, tomando en cuenta las variaciones en los gastos de producción e inyección.
La Fig. 14 grafica la distribución de presión en el yacimiento cuando el contacto gas/aceite se encuentra a 1950 m. Cuando este se desplace a 2330 m (plano de referencia) se requiere incrementar la del casquete a 106 kg/cm 2 , para mantener la misma presión en el contacto agua/aceite. Cuando finalmente se desplace toda la columna de aceite, la presión del casquete alcanza 136 kg/cm 2, superior a la que pueden entregar los módulos productores de nitrógeno, por lo que se tiene previsto la instalación de incrementadores de presión cuando esto ocurra.
El comportamiento hasta enero del 2003 en la zona de aceite se despliega en la Fig. 15. la presión declina debido a los problemas de suministro de la planta, sin embargo obsérvese el rebote inmediato de la presión del pozo C-58 en agosto del 2002, cuando la planta entregó durante un breve periodo de tiempo los 1,200 MMpcd. De esta figura se tomaron puntos cuando la inyección fue de 1200 mmpcd y la producción se mantuvo estable. Estos
L puntos se grafican el la siguiente Fig. 16, la cual in En donde se observa que para las condiciones actuales, inyectando la capacidad máxima de la planta, la presión se mantiene
Ci para el gasto de producción de 2 millones 30 mil
Ci Por lo anterior se puede concluir que el comportamiento de la presión ha sido de acuerdo a lo predicho y que el simulador es confiable. Este mismo simulador predice que la presión no se mantendrá cuando el nivel de producción supere la cuota de 2 millones de bpd, sin embargo, en el mediano plazo, se logra el mantenimiento de la presión sosteniendo el máximo nivel de inyección cuando la producción en el campo declina.
Monitoreo del nitrógeno en la corriente de gas producido
Como se mencionó anteriormente, una de las mayores incertidumbres al inicio del proyecto fue, el pronóstico de la concentración de nitrógeno en la corriente de gas. Por esta razón es que PEP encargó estudios experimentales y de simulación al IFP 6 y el IMP5 . Los resultados mostraron que la producción del nitrógeno es semejante a la del caso mas desfavorable,
L usado para la planeación y la evaluación económica, solamente para los pozos situados bajo la sombra del casquete (Esto es, que producen de la zona debajo de la proyección
L vertical del casquete) y cuyo intervalo productor este cercano al contacto gas-aceite. A medida que el intervalo se aleja del contacto, la surgencia del nitrógeno ocurre mas tardíamente, llegándose al caso, para los pozos ubicados fuera de la sombra del casquete, en el que después de 14 años de inyección la concentración sólo alcanza un 1%. Aunque los resultados por plataforma fueron variables, se estimó que la concentración de nitrógeno alcanzaría niveles del 5% en el 2007.
Estos estudios no se consideraron concluyentes porque se tuvo que inferir la intensidad de t. la convección y se usó un modelo simplificado de dos dimensiones. Lo anterior resalta la
importancia de realizar las mediciones necesarias en el campo para confirmar o rectificar estos supuestos.
La inyección al casquete se esperaba que resultara en tres efectos: (1) Una difusión rápida del nitrógeno en el gas del casquete; (2) Vaporización de hidrocarburos intermedios del aceite residual y (3) Incorporación de nitrógeno en el aceite cercano al contacto gas/aceite el cual sería llevado a lo intervalos productores debido al fenómeno de convección térmica.
L A continuación se discuten los resultados obtenidos hasta la fecha.
Difusión en el casquete.
Los resultados del muestreo de la composición del gas en algunos pozos del casquete señalan que el nitrógeno se segrega exhibiendo las mayores concentraciones en la zona cercana al contacto gas/aceite y del centro hacia los flancos. Una especie de embudo invertido (Fig. 17). Aparentemente en nitrógeno tiende a ocupar el espacio dejado por el aceite a medida que el contacto glo se mueve hacia abajo. Esta segregación se ha observado en pozos muestreados en el flanco superior del casquete de gas en donde, en algunos casos, la concentración de nitrógeno ha disminuido con el tiempo (Pozo C- 92 ). Esta situación favorece la idea de recuperar parte del gas del casquete ubicando los pozos en zonas de baja concentración de nitrógeno y produciéndolos a un ritmo bajo para evitar su canalización.
Incorporación del nitrógeno al aceite.
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Para medir la transferencia del nitrógeno a la columna de aceite, se estableció un programa extenso de muestreo del gas producido en 14 plataformas (Fig. 18), en los puntos en donde se unen las corrientes de gas y a la entrada de la planta de proceso en Ciudad Pemex.
Los primeros resultados no mostraron diferencias apreciables de la concentración normal de nitrógeno (0.4 a 0.8 %). Las concentraciones anormales que se presentaron en el primer año (Fig. 19), se debieron a pozos que fueron invadidos por el casquete de gas y no se cerraron a tiempo, posteriormente se presentaron incrementos debido a pozos que tenían comunicación por rotura en la tubería de revestimiento o mala cementación y que al ser descubierta ésta por el avance del contacto gas/aceite dio origen a que el gas del casquete con alto contenido de nitrógeno, entrara al pozo y actuara como gas de BN. Estos pozos no se cerraron porque tenían producciones apreciables y el nivel de nitrógeno era manejable.
Un punto muy importante del monitoreo fue el observar el contenido de nitrógeno en un pozo que estuviera próximo a invadirse por el avance del contacto gas/aceite. De ocurrir la difusión del nitrógeno del casquete hacia la columna de aceite, como se estimaba en los estudios de IFP, el pozo debería mostrar un incremento gradual de nitrógeno a medida que se acercaba el contacto de acuerdo a la teoría de que el aceite del contacto gas aceite era
L llevado a los intervalos productores por convección térmica. Eso se llevó a cabo en el pozo C-66 A (Fig. 20), el cual se inició a medir desde diciembre del 2001 cuando el contacto se encontraba a aproximadamente 42 m de la cima del intervalo productor del pozo. En la
t figura se presenta tanto la concentración de nitrógeno en el gas producido (Gas de formación mas gas de BN) como en el gas de BN. Obsérvese que en enero la concentración en el gas producido se aproxima a valores del 2%. Esto se explica por el mayor contenido de nitrógeno en el gas de BN que en este periodo alcanza valores del 3%. La concentración se mantiene en este orden hasta finales de Julio, cuando se incrementa a valores de hasta 3%, pero nuevamente este es un resultado del incremento en el gas de BN, ya que éste alcanza valores cercanos al 5%. A finales de agosto y principios de septiembre (cuando el contacto estaba a menos de 5 m de la cima del intervalo productor), la concentración de nitrógeno en el gas total iguala a la del BN y luego la supera, incrementándose rápidamente y señalando la irrupción del gas del casquete.
El comportamiento de este pozo se simuló con el modelo composicional (S1-c) obteniéndose resultados similares a los que se observaron en el campo (Fig. 21). La razón del bajo contenido de nitrógeno a pesar de que el contacto gas/aceite estaba muy cerca del intervalo productor es que el intervalo productor de este pozo es muy grande por lo que la contribución de las capas superiores era de escasa importancia.
De acuerdo con estos resultados, el pronóstico actualizado de producción de nitrógeno se muestra en la Fig 22. Aquí se observa que el para enero del 2004 se alcanzarán
L concentraciones del 3% en el gas marino y del 5% para octubre del 2005. por esta razón se tiene contemplado en breve iniciar la licitación para la construcción de la planta de purificación del gas a un costo estimado de 115 MMdd, monto inferior al estimado anteriormente durante la planeación (178 MMdd).
Otra aplicación novedosa del nitrógeno es su uso como gas de BN. Esta idea fue promovida y llevada a cabo por el Activo Cantarell, motivada por el retraso de las obras de la plataforma de proceso diseñada para producir gas de BN costa afuera, lo cual originó que no se dispusiera de suficiente gas residual para obtener la producción potencial del campo. Hasta la fecha se han llegado a usar hasta 75 MMpcd de nitrógeno como gas de BN, esto ha permitido incrementar la producción del campo en más de 200 mil bpd (Fig. 23). Sin embargo este uso ha ocasionado que la concentración de nitrógeno enviado a Cd. Pemex se incremente a valores del 5% (Fig. 24).
11
En conclusión, como un resultado de la observación del comportamiento del yacimiento desde que se inició la inyección, se ha podido mejorar el simulador de modo que actualmente se tiene un pronóstico más confiable del contenido de nitrógeno en el gas producido. Este pronóstico resulta más favorable que el que se había contemplado en la etapa de planeación y es la base para las acciones que Pemex está tomando con el objeto de mitigar el impacto del mayor contenido, en particular la instalación de la planta eliminadora de nitrógeno. Por otro lado, es importante que se continúe con el monitoreo para entender a cabalidad los fenómenos de flujo y fisicoquímicos que ocurren en el yacimiento. Este conocimiento servirá para el diseño de otros proyectos de inyección de nitrógeno que tiene contemplados PEP.
Pronósticos de Producción.
El elemento de mayor consecuencia para el éxito del proyecto es la productividad de los pozos adicionales perforados puesto que de ella dependía el cumplimiento de los pronósticos de producción. El programa inicial, contemplaba la perforación de los 205 pozos de 1995 al 2007, sin embargo, la mayor parte se programó en la primera mitad de este período. A fines del 2002 se deberían haber terminado 165. De éstos a la fecha se han terminado sólo 147. La razón principal del retraso fue terminación tardía de las plataformas de perforación y de los ductos para su interconexión. En la Fig. 25, se compara el número de pozos operando programados vs. reales notándose que hasta octubre del 2002 un déficit de 31 pozos (205 Vs. 236), sin embargo este déficit no impacta en la misma medida a la producción obtenida del campo. En efecto, en la Fig. 26 se compara la producción real con el pronóstico en donde se observa que a pesar del déficit de pozos en el 2002 se alcanzaron las metas de producción. La dispersión que se observa en los datos reales se debe a eventos operativos y libranzas. Tomando en cuenta esto y que además durante 1999 hubo que reducir la producción por acuerdos internacionales, se nota un retraso de
- aproximadamente 2 años en el cumplimiento.
El cumplimiento de metas se debió a la mejora en del diseño de los aparejos de producción tanto en los pozos nuevos como en los existentes. Como se demuestra en la Fig. 27 en donde se grafica la producción como una función del número de pozos operando, con 205 pozos se alcanzaron niveles de producción de 2 millones de bpd en tanto que en el programa se requerían de 250 pozos para alcanzar este nivel de producción. Esto se comprueba en la Fig. 28 que indica que la producción promedio de los pozos operando se ha incrementado a casi 10,000 bpd en tanto que en el pronóstico se consideraron 8,000 bpd. Cabe señalar que los pronósticos actualizados muestran niveles de producción de 2.25 millones de bpd, 250 mil barriles por encima del pronóstico original.
Estos niveles de producción por pozo también han sido posibles por el mantenimiento de la presión. Como se muestra en la Fig. 29, de no haberse iniciado el mantenimiento de presión, la presión promedio a septiembre del 2002 sería de 92 kg/cm 2 vs. un valor real de 105. De acuerdo a cálculos realizados por el activo 10 este diferencial se traduce en un incremento en productividad de 1,966 bpd.
10 "Resultados Generales de la Inyección de Nitrógeno en el Complejo Cantarell", XL Congreso nacional de la AIPM,
monterrey N. L., 2002. 11 "Evaluación Financiera del Proyecto Cantareil', Carlos Morales Gil, presentación al Colegio de Ingenieros Petroleros de México, Octubre 2002.
12
En conclusión no obstante el incumplimiento del programa de perforación, los esfuerzos del Activo en el sentido de optimizar las condiciones de flujo en los pozos compensó el déficit de pozos. Por otro lado, al alcanzar las metas de producción se validan las expectativas de la capacidad de producción esperada del yacimiento.
Beneficios Económicos del proyecto.
La rentabilidad del proyecto ha sobrepasado las metas establecidas: de un VPN programado de 29 mil millones de dólares, la estimación actual 11 es de más de 42 mil novecientos millones, considerando sólo la producción atribuible al proyecto. El valor de la producción obtenida a diciembre del 2002 es de 21,692 millones de dólares, el cual no solo paga las inversiones que se han hecho hasta la fecha (8,199 millones de dólares), sino las que quedan por hacer dejando todavía un superávit (Fig. 30). Esto es, Cantarell ya se pagó por anticipado y el reto hacia delante es reducir costos para maximizar aún más los beneficios.
CONCLUSIONES
Durante la planeación del proyecto se tomaron decisiones aún cuando no se contaba con toda la información pero basados en juicios sólidos de ingeniería y con la participación de un gran número de expertos a nivel nacional e internacional. Al mismo tiempo se continuaron con los cursos de acción necesarios para ir disminuyendo el riesgo. Los resultados obtenidos hasta la fecha corroboran la robustez de esta estrategia.
Las metas del programa han sido alcanzadas gracias a la aplicación de planes de contingencia y a mejoras tecnológicas.
El comportamiento de la presión del yacimiento está de acuerdo a lo predicho logrando mantenerse cuando se inyectan los volúmenes programados. Sin embargo, la presión no se mantendrá cuando la producción superen la cuota de 2 millones de bpd, por lo que en el mediano plazo, se deberá sostener el máximo nivel de inyección aún cuando la producción en el campo decline.
Como un resultado de la observación del comportamiento del yacimiento desde que se inició la inyección, se tiene un pronóstico más confiable del contenido de nitrógeno en el gas producido. Este pronóstico resulta más favorable que el que se había contemplado en la etapa de planeación y es el elemento clave para las acciones que Pemex está tomando dirigidas a mitigar el impacto. Este conocimiento también servirá para el diseño de otros proyectos de inyección de nitrógeno que tiene contemplados PEP.
El hecho de que el comportamiento observado se ajusta a lo predicho, apuntala el pronóstico de obtener una recuperación adicional de 2,324 millones de barriles por el mantenimiento de presión.
13
• Los esfuerzos del Activo en el sentido de optimizar las condiciones de flujo en los pozos compensó el déficit de pozos. Por otro lado, al alcanzar las metas de producción se comprueba la capacidad de producción esperada del yacimiento.
• La participación de los ingenieros petroleros de Pemex en el desarrollo, conducción y toma de decisiones del proyecto, es un logro para la práctica de la Ingeniería Petrolera en México.
14
ACADEMIA DE INGENIERÍA
PROYECTO CANTARELL: EVALUACIÓN DE LOS ASPECTOS DE LA INGENIERÍA PETROLERA.
Autor: J. Tomás Limón Hernández
SÍNTESIS
E Cantareli es el campo petrolero mas grande de México y sexto en importancia a nivel mundial. Actualmente aporta el 60 % de la producción nacional. Está localizado costa afuera en la bahía de Campeche aproximadamente a 80 km al norte de Cd. Del Carmen y produce de rocas carbonatadas del Paleoceno, Cretácico y Jurásico, a profundidades que varían de 1,000 a 3,200 m bajo el nivel del mar. El espesor promedio del intervalo productivo varía de 141 a 908 m. Las características excepcionales de productividad del campo son resultado' de un extenso sistema de fracturas naturales y de la porosidad
E
secundaria yugular. El campo fue descubierto en agosto de 1977 con la perforación del pozo Chac 1-A que produjo 34,000 barriles por dia (bpd) de aceite. La producción inició en
E
junio de 1979 alcanzando un máximo de 1 millón 157 mil bpd en 1981 con solo 40 pozos de gran productividad
Hacia 1996, el campo, había sido explotado durante 17 años con una producción de alrededor de 1 millón de bpd. A este año, se habían producido 6,015 millones de barriles quedando todavía en el subsuelo una reserva probada de 11 mil millones de barriles que representaban el 64.9% de la reserva probada original. Debido a la extracción de los fluidos, la presión se había reducido al 46% y como consecuencia la producción del campo mostraba una franca declinación.
Ante tal situación, se plantearon los siguientes interrogantes clave: De continuar con el método actual de explotación, ¿Cuál va a ser la recuperación final? ¿Es posible incrementar esta recuperación? ¿Cuál es el ritmo de producción que maximiza el valor económico del yacimiento? ¿Qué instalaciones o modificación de las existentes son necesarias para manejar los volúmenes esperados? ¿A que costo? y ¿Cuál sería la rentabilidad?
Reconociendo que Cantarell es el Activo más importante de la Nación, la administración de Pemex no vaciló en dedicarle todos los recursos para contestar estas interrogantes y asegurar el análisis exhaustivo de alternativas de explotación y opciones tecnológicas que desembocaran en un plan óptimo de explotación. Con este objeto se integró un grupo multidisciplinario con personal de diversas áreas de Pemex y asesorado en temas de Ingeniería de Yacimientos y de instalaciones superficiales por especialistas de compañías internacionales. Además, para proporcionar dirección y apoyo,se estableció un Comité de Dirección al mas alto nivel.
Después de realizar extensos estudios de laboratorio, trabajos de simulación del comportamiento del yacimiento apoyados en modelos matemáticos del mismo y una evaluación económica rigurosa, el grupo concluyó que para maximizar el valor económico, se debía acelerar el ritmo de extracción y que para esto e incrementar la recuperación era necesario implantar un sistema de mantenimiento de presión. Esta última conclusión resultó
de haber determinado que la invasión del yacimiento por el agua ocasionaba una disminución en la recuperación. Este avance debía detenerse impidiendo que continuara declinando la presión. El VPN del proyecto se estimó en 29,000 millones de dólares.
Estas conclusiones no estaban exentas de riesgo, debido a que durante el tiempo de la planeación, no se disponía de información suficiente para precisar el efecto de inyectar nitrógeno en el casquete de gas. Sin embargo, se estimó que esto no debería afectar la recuperación o los pronósticos de producción, puesto que la inyección no era mas que la continuación de un proceso que ya existía en el yacimiento. No obstante, para reducir la incertidumbre, se estableció una doble estrategia. Primeramente la realización de estudios bajo el escenario más desfavorable, que sirvieran para estimar las expectativas mas tempranas de producción de nitrógeno y con estas evaluar la viabilidad económica de la inyección. La segunda parte consistió en continuar con los estudios teóricos, de laboratorio y de campo para caracterizar el efecto del nitrógeno.
Para instrumentar un proyecto de esta complejidad y dimensión, fue necesario diseñar una estructura organizativa apropiada, integrar un equipo profesional de alto calibre al interior de Pemex y contratar los servicios de Bechtel, una de las empresas de ingeniería mas
rn grandes del mundo, para participar en la administración del proyecto. De esta manera se crea el Proyecto de Modernización y Optimización de Cantarell cuyos objetivos fueron incorporar reservas adicionales de hidrocarburos, incrementar la producción de petróleo crudo y gas natural, aprovechar íntegramente el gas natural producido y mejorar la flexibilidad y confiabilidad de las instalaciones. Se trató del proyecto mas grande emprendido por Pemex en varios lustros y también el mas importante en su género en la industria mundial.
Las obras requeridas por el proyecto se estructuraron originalmente en alrededor de 38 contratos y las licitaciones se iniciaron a principios de 1997. Las obras se agruparon en los cuatro objetivos del proyecto y dentro de éstas destacan las requeridas para incorporar reservas adicionales mediante el mantenimiento de presión y la perforación de 205 pozos productores con los cuales se proyectaba cumplir la meta de incrementar la producción al doble.
RESULTADOS
Por ser este el primer proyecto de inyección de nitrógeno a un yacimiento en México y por su magnitud, único en el mundo, antes de iniciar la inyección se diseñó un plan para verificar los resultados así como para afinar el valor de algunos parámetros que se habían supuesto durante la etapa de planeación. La respuesta del yacimiento representaba una oportunidad única para validar las teorías y supuestos usados en los modelos de simulación. El plan se enfocó principalmente al monitoreo de la presión del yacimiento y a la presencia del nitrógeno en la corriente de gas. Los resultados deberían confirmar que cuando la producción alcanzara 2 millones de bpd y la inyección 1,200 millones de pies cúbicos por día (MMpcd), la presión debería mantenerse. En cuanto a la presencia de nitrógeno el objetivo era determinar su incorporación al aceite.
La inyección al yacimiento se inicia a fines de mayo del 2000 una vez que se completaron las obras necesarias, esto es, una planta para producir el nitrógeno de alta pureza, los
2
ductos para llevarlo costa afuera y 7 pozos inyectores de gran capacidad. La producción inicial de nitrógeno fue de 300 MMpcd y en diciembre del mismo año se alcanzó la capacidad total. Sin embargo, ésta no pudo sostenerse por diversos problemas de diseño. Los problemas se volvieron mas severos hacia finales del 2002 agravados por el hecho de que a estas fechas el nivel de producción del campo había superado los 2 millones de barriles.
El monitoreo de la presión se llevó a cabo en pozos localizados en la zonas de aceite, agua y gas. Las observaciones confirmaron la gran comunicación que existe en el yacimiento al obtener una respuesta casi inmediata y semejante en pozos localizados a varios kilómetros de distancia Por otro lado la comparación de la variación de la presión observada con la obtenida mediante un simulador matemático confirmó el comportamiento esperado, esto es, que la inyección de 1,200 MMpcd de nitrógeno era suficiente para mantener la presión cuando la producción alcanzara 2 millones de bpd.
La inyección al casquete se esperaba que resultara en tres efectos: (1) Una difusión rápida del nitrógeno en el gas del casquete; (2) Vaporización de hidrocarburos intermedios del aceite residual y (3) Incorporación de nitrógeno en el aceite cercano al contacto gas/aceite el cual sería llevado a lo intervalos productores debido al fenómeno de convección térmica.
A casi 3 años de haber iniciado la inyección los resultados del muestreo de la composición del gas en algunos pozos del casquete señalan que el nitrógeno se segrega exhibiendo las mayores concentraciones en la zona cercana al contacto gas/aceite y del centro hacia los flancos. Una especie de embudo invertido. Esta situación favorece la idea de recuperar parte del gas del casquete ubicando los pozos en zonas de baja concentración de nitrógeno y produciéndolos a un ritmo bajo para evitar canalización.
Para medir la presencia del nitrógeno en el gas producido, se estableció un programa extenso de muestreo en 14 plataformas, en los puntos en donde se unen las corrientes de gas y a la entrada de la planta de proceso en Ciudad Pemex.
Los primeros resultados no mostraron diferencias apreciables de la concentración normal de nitrógeno (0.4 a 0.8 %). Las concentraciones anormales que se presentaron en el primer año, se debieron a pozos que fueron invadidos por el gas y no se cerraron a tiempo, posteriormente se presentaron incrementos debido a que el avance del contacto gas-aceite, alcanzó puntos en los pozos en donde había comunicación por rotura en la tubería de revestimiento o mala cementación. Por estos puntos el gas del casquete se introducía al pozo.
Un punto importante del monitoreo fue el observar el contenido de nitrógeno en un pozo que estuviera próximo a invadirse por el avance del contacto gas/aceite y comparar el comportamiento con el obtenido mediante un modelo composicional. Los resultados fueron similares. De acuerdo con esto y la observación de otros pozos, se actualizó el pronóstico de producción de nitrógeno encontrando que este resulta más favorable que el contemplado en la etapa de planeación. Este pronóstico es la base para las acciones que Pemex está tomando con el objeto de mitigar el impacto del mayor contenido de nitrógeno en el gas, en particular la instalación de la planta para eliminación del nitrógeno del gas natural.
El elemento de mayor consecuencia para el éxito del proyecto es la productividad de los pozos adicionales perforados puesto que de ella dependía el cumplimiento de los pronósticos de producción. El programa inicial, contemplaba la perforación de los 205 pozos de 1995 al 2007. A fines del 2002 se deberían haber terminado 165. De éstos a la
3
fecha se han terminado sólo 147. Sin embargo. este déficit no impactó en la misma medida
L a la producción obtenida del campo gracias a los esfuerzos de los Ingenieros Petroleros del Activo Cantareil, que optimizaron el diseño y las condiciones de flujo de los pozos productores, logrando incrementar la productividad promedio por pozo a 10,000 bpd de un valor programado de 8,000 bpd.
En conclusión, no obstante el incumplimiento del programa de perforación, los esfuerzos
L del Activo en el sentido de optimizar las condiciones de flujo en los pozos compensó el déficit en el número de pozos. Por otro lado, al alcanzar las metas de producción se validan las expectativas de la capacidad de producción esperada del yacimiento.
Desde el punto de vista económico el proyecto ha sido un éxito. La rentabilidad ha sobrepasado las metas establecidas: de un VPN programado de 29 mil millones de dólares, la estimación actual es de mas de 42 mil novecientos millones, considerando sólo la producción incremental atribuible al proyecto. El valor de la producción incremental
L obtenida a diciembre del 2002 es de 21,692 millones de dólares, el cual no solo paga las inversiones que se han hecho hasta la fecha (8,199 millones de dólares), sino las que quedan por hacer dejando todavía un superávit. Esto es, Cantarell ya se pagó por anticipado y el reto hacia delante es reducir costos para maximizar aún más los beneficios.
L L CONCLUSIONES
• Las metas del proyecto han sido alcanzadas gracias a la aplicación de planes de contingencia y a mejoras tecnológicas.
• El comportamiento de la presión del yacimiento está de acuerdo a lo predicho logrando mantenerse cuando se inyectan los volúmenes programados
• Como un resultado de la observación del comportamiento del yacimiento desde que se inició la inyección, se tiene un pronóstico más confiable del contenido de nitrógeno en el gas producido, el cual es el elemento clave para las acciones que
L Pemex está tomando dirigidas a mitigar su impacto. Este conocimiento también servirá para el diseño de otros proyectos de inyección de nitrógeno que tiene contemplados PEP.
• El hecho de que el comportamiento observado se ajusta a lo predicho, apuntala el pronóstico de obtener una recuperación adicional de 2,324 millones de barriles de crudo por el mantenimiento de presión.
• Los esfuerzos del Activo para optimizar el diseño y las condiciones de flujo en los pozos compensó el déficit en el número de pozos. Por otro lado, al alcanzar las metas de producción se comprueban las expectativas de la capacidad de producción esperada del yacimiento.
• La participación de los ingenieros petroleros de Pemex en el desarrollo, conducción y toma de decisiones del proyecto, es un logro para la práctica de la Ingeniería Petrolera en México.
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PF~Oyecto Uantarell Evaluacion de los aspectos de la
Ingeniería Petrolera -
Academia de Ingeniería
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Dr. Tomás Limón Hernández
ABRIL 3, 2003
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Fig. 1. Ubicación.
Fig. 2. Yacimiento Cantarell.
Fig. 3. Yacimiento Cantarell. 4
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11 Fig 5. Resultados de la Explotacion.
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Fig. 6. Productividad de los pozos y Comportamiento de la Presión.
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Tiempo (Años)
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Fig. 7. Principales obras para el cumplimiento de los Objetivos de¡ Proyecto Cantarell(1).
OBJETIVO SUBPROYECTO OBRAS MAYORES
• 1 planta de nitrógeno (1,200 mmpcd) Incorporación de • Mantenimiento de • 1 plataforma de inyección reservas presión • 7 pozos inyectores
• 233 km de ductos
Incrementar • Perforación de pozos producción
Construcción de instalaciones
de producción y ductos
Modificación de las existentes
• 205 pozos productores
• 8 plataformas de perforación
• 7 estructuras adosadas
• 2 complejos de producción
• 2 plataformas de producción
• 2 plataformas de enlace
• 2 plataformas habitacionales
• 116kmdeductos
• 4 plataformas habitacionales
• 17 separadores remotos
• Separación y bombeo en instalaciones existentes (Akal N, Akal C, Nh A)
a Ea a a a Ea a ano a a u a Ea a la a Ea a a a una a 41
Fig. 8. Principales Obras para el Cumplimiento de los Objetivos de¡ Proyecto Cantarell(2).
OBJETIVO SUBPROYECTO OBRAS MAYORES
Aprovechamiento de • Capacidad de compresión
5 plataformas de compresión gas y procesamiento de gas • 1 servicio integral de compresión
• 1 plataforma de procesamiento de gas
48 km de ductos
45 equipos de compresión (500,000 hp)
Confiabilidad y flexibilidad
• Almacenamiento
• Automatización
• Rehabilitación de instalaciones existentes
• 1 sistema de almacenamiento flotante (Ta'kuntah)
• sistemas de paro por emergencia
• sistema de detección de gas y fuego
• sistema digital de monitoreo y control
• 84kmdeductos
Ea u
Fig. W. Obras requeridas para el Mantenimiento de Presión.
Obras IPC-02 Inicio de
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AKAL-C-I () O)
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2. Obras
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A N236 7 Km x
• 1 planta de nitrógeno (1,200
NOHOCH-A mmpcd)
• 1 plataforma de inyección
Inicio de la inyección: • 7 pozos inyectores
19 de mayo del 2000 • 233 km de ductos
Inyección a plena / 1 -3
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Fig. 10. Inyección de Nitrógeno 2000-2002.
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Fig. 11. Comportamiento de Pozos en Zona de Aceite (Areas Este y Oeste).
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r Fig. 13. Simulacion de¡ Comportamiento
de Presión.
POZO C-2279 AGUA REAL POZO C-2279 AGUA SIMULADO POZO C-77D ACEITE REAL POZO C 77D ACEITE SIMULADO
REIA - POZO C-57A GAS REAL -----' POZO C-57A GAS SIMULADO
1 75C
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1550
1100
1075
1 050
1 025
1450 1
1 000
MAY JUN JUL AGO SEP
OCT NOV DIC 2000
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1200
1400
1600 -Q
1800
2000
2200
2400 ft
2600
Plano de Referencia 2330 mV
2
Contacto agua-aceite actual
•.............s......s................
rj k,
1. 1950rnV, P76Kg/cm2 13
2 . 2330 mV, P =106 Kg/cm2
3000
3. 2700mV, P=I36Kg/cm2
Agua-Ac&te - - -Gas-Aceite - - -•- - - Temperatura
IbRa Roana anuo
Fig. 15. Comportamiento de Pozos en Zona de Aceite 2000-2003.
1500
2 100 M,n l497
180(1 1, 11494 i5o0.14.91
1200 1488
300 1485
€00 1482 . 300 - 1479
0
1539 1473 j 1536 1470
1533 m 1487
1530! 1484
1527 1481 CD 1524 1458
1521 6 1455
1518 1452 1515 1449 1512 1446 :
o 1509 1443
o 150€u_ 1440
1503v 1437
1500 1434
1427 1431 CL
1424 1 428
1506. 1515
1503 1512
1500 1509
1497 1506
1494 1503
1481 1500
1488 14.97
0D1485 1424 0 1482 1421
cj1479 1488
1476 1485
1473 . 1482
147011479
-VI 14871493 w o 1464149O
-ti 1481 1487
LL
145 1481 'o . i4521478
1449 147
1446 1472 14431489 1440 at 1466
1437 1483 lLAO oi
=ú2 ILAZM &rtxi: rn
Tiempo (Dia)
a una a a a a u a a ly Ea Ea M a a M p6a n a m a un 5 a n a
Fig. 16. Caída de Presion VS. ff Gasto de Produccion.
45 - 1
41
35 _ _ _ _
_) 3—
2.5
(1)2
1.5
0.5
1,000 1,500 2,000 2,500
Gasto de Producción, bpd.
a ea o a Ea una Ea N mea m a %en No No ME me n
Fig. 17. Difusión de¡ Nitrógeno en el casquete. CI
INYECTOR
3047D 1045 1041 92 1082 43 63 66A N II G F NB_____
_B_N
Lioi:ii
'53
Oc1
1400 1467 1492
542
1600 1580
N2inyectado 615 MMM PC
1800
1996
2000 2027 2099
2200
2.87% 30- br 7000, 2400 25.1% 8-Ju -01
37% 11-Ene-02 - -
: ::: o 2601)
2800
o
Fig. 18. Muestreo de Gas.
AKAL
In I)BTj BN
L
(I-I E)., . (1-4 (..
A I-4. (U( /'.\ (.4(5
Cl \)
NS (10 R
O Pozos Inyectores
1 O.4:!!%molN2:!51.8
13 0 0.4:5%molN2:10.8
No. Plat. Muestreadas = 14
Se presentan en este informe
NOHOCH D
2,500
2,000
1,500
1 a
1,000
500
o
sanan
Fig. 19. Concentración de N2 en el gas entregado a Cd. Pemex.
2.5
2.0
1.5
1.0
0.5
0.0 1-Feb 7-Feb 13-Feb 19-Feb 25-Feb 3-Mar 9-Mar 15-Mar 21-Mar 27-Mar 2-Abr 8-Abr 14-Abr 20-Abr 26-Abr 2-May 8-May
Fecha
o o
ILI Fig. 20. Resultados de¡ muestreo de¡ pozo C-66A.
15.0 14.5 14.0 13.5 13.0 12.5 12.0 11.5 11.0 10.5 10.0 9.5 9.0
o 8.5 z w 8.0
o 7.5 i_ 7.0 Z 6.5 LIJ D 6.0 -J o 55
5.0 4.5 4.0 3.5 3.0 2.5 2.0 1.5 1.0 0.5
• SEP_ PRUEBCROM_LINEA
BN_CROM_LINEA
•SEP_REM_BALAS
• SEP_ REM_CROM_LINEA
ÁBN_BALAS
SEP_PRUEB_BALAS
u
u
AL
30INovI01 30IDicI01 291Ene102 28/Feb/02 30/Mar/02 291Abri02 29/May/02 28!Jun!02 28/Ju1102 27/Ago/02 26/Se p102 2610cti02
TIEMPO
MU Fig. 21. Predicci'n de la Concentración de N2 en el Pozo C-66A.
Well AkaI-G 66A 1= 12,j =25
0.60 1,900 - ---
0.50 - 1,950
-- 2,000
-
1 -
27 0.30 ------- -- 2,O5O.
/
1) 28
0.20 - - -- ----/--4--- 2,100 z -a---
......... 29
0.10 2,150 -
1_içI 000 2200
05100 07100 09100 11100 01101 03101 05101 07101 09101 11101 01102 03102 05102 07102 09102 11102 01103 03/03
k = 27 [2,030 - 2,0741 k = 28 [2,074-2,1 111 k = 29 [2,111 - 2,131]
k = 30 [2,131 - 2,2561 k = 31 [2,256 - 2,2691 • Actual Nitrogen Concentration
Predicted Nitrogen Concentration - - - Gas-Oil Contact
-- JuI-02
Oct-02
Ene-03
Abr-03
• • • JuI-03
z 0 S Oct-03
a D Abr-04
CDC. - CD N JuI-04
O U) Oct-04
En e-O 5
Abr-05
Jui-05
Oct-05
Ene-O6
Abr-06 O)
Ju-O6
Oct-O6 o o. Ene-07 CD
Abr-07 O)
Ju-O7 E3• 1- CL Oct-07
Ene-O8
. • Abr-08 O) O Q. Ju-O8 O
Oct-08
2. Ene-09
Abr-09 CO
Jui-09 O
1-1 Oct-O9
Ene-lO
Abr-1 O
Jul-1 O
Oct-1 O
(9 F)
(D
(D
(o (1)
9
-o -' o OIN
(1)
o o o- CD o o
CD
E: o o- (D z
%N2 - - -
Ca.) . (.7! 0) 4 CO CO C> - 1%)
CD (n
1 ri
CD Ni - O) O) - - - - - CD CD CD CD CD r.) -ib. O) O) CD CD CD CD CD CD CD CD CD CD CD
CD CD CD CD CD CD
o
un Fig. 23. Aplicacion de¡ N2 al Bombeo
Neumático.
2600 1800
Nitrógeno a BN 2400 - - - - - Crudo POM
Crudo Real 1600
2200 q. -- ------------------------------------------- ---------- - BN+N2
1400
1000 CL
—1200 ------- ----E 900
1000 800
700
600
500
400
Mé.í- Fig. 24. Concen racion de i rogeno en C 7.0
• i Inyección de N2 para BN en Anillo Norte II
• Aprovechamiento de gas Akal D
60
C-219(0) 0-1081(N) C-93(E) C-1011(N)
AkaIDR 0-1061
Inyección de N2 te E/OP para BN en Anillo
K-1247 y AkaI-C lnyeccion de N2 Norte
—J 1267 para BN en AnilIo \
0-59(D) Norte C-1061 (DR)
::
-1045(N)
Libranza
-106
C\76 r,1C36D(0)
0-79 JJ C68(G)/
te ti / C-178,% kYJj ka1,1
/ C-66A(G)
Gas de Akal D 1 0-1 81(N)
I y / Suspenden
1 0-16 ko) Suspenden A quemador lnyeccion
C-3047D(B) 0-4 (F de N2
lnyeccion Huracan de N2 Isidore
0.0 0.7 0.0 0.8 0.8 ti LO 1 2 t9 L .2 t4 LO 1 2 1.9 2.8 2 9 2.$ 2.0 8 .0 ------- ---------r - --
1-Te b-O 1 2-abr4 1 2-)n-0 1 2-c'-0 1 2-0 ct-4 1 2-dIc-i 1 I-1eb-02 3 -obr-O2 3 -Jun-O2 2-agc'-02 2-cc1-02 2-dlc-02 1-1e b-03
Aiio 2001 Afio 2002
e) .
su México Fig. 25. Pozos Operando
Programados vs. Realizados. "iii
250
200
(1) o 150
0
100
50
[II
7/5/90 2614192 1614194 5/4/96 2613198 15/3/00 5/3/0 2 2 3/2/04 12/2/06 2/2/08
e
Fig. 26. Comparación de Producción Programada vs. Real.
2400
2000
CL 1600 .92
:2 1200 c.)
o 800
a-
• Produción(Prog)
• Producción (Real)
EMIE
n
LI
[IIII
0 cD - C'4 CO LO CO N- co o) c c•.j co UD co O) O) O) O) O) O) O) O) O) O) CD CD o o o o o O) O) O) O) O) O) O) O) O) O) CD O O CD CD CD CD
CN C\i CN C'J ('4 ('4 ('4 -. - - - - - - - - - - - -.-- -
CD CD CD O CD O O CD O CD CD CD CD CD CD CD CD - —
CD CD 0 CD CD 0 CD 0 0 0 CD CD CD CD CD CD CD
Fig. 27. Produccion Obtenida vs. Pozos.
2400
IiIIII1
1600
uiiÇ 1r.
t..
2- 1200 E]
a
E;"
• Produción (Prog)
!iIiI ______ • Producción (Real)
0 1
100 120 140 160 180 200 220 240 260 280
Pozos
o Ene-93 --
Producción Promedio por Pozo, bpd. - -
N.) O) OD O O O O O O O O O O O O O O O o o o O O O O
17
Feb-94
Feb-95
I;I
Feb-97
Feb-98
Feb-99
- I
o -. CI)
o o
c
(O O)
11 (.
CO
-o -u' o o- o
014
-o -5 o 3 CD o- o -o o -u'
-o o N 0
[1
u
Feb-OO
Feb-01
Feb-02
Feb-03
120
110
1oo. o
90
May-1999 May-2000
TIEMPO
May-2001 Dic-2001 May-2002
Fws=1O4.6Kgcrn2
Inicio Inyección de N2
• )•• • l9IMay/OO Ews= 105.6 K cm2
• '
.c. : •. 1i,*.ai1
•.
8.6 IKg/cm2
Pws= 104.6 Kgcm r
Pws= 97 Kg/ m2 NR 2300 MV
o
Fig. 29. Beneficios de¡ Manto de Presión.
o
'Presupuesto inversión total: 14,664 MM dis
Ingreso incremental actual: 21 9692 MM dls
'Inversión incremental a la fecha: 8,199 MM dls
'Beneficio actual sobre la inversión: 13,493 MM dis
PRODUCCIÓN DE ACEITE UPD
2,O,Ü4hO
1,5oD000
1,001090
500,cKX'
o
. PW1ÓN RASE m PRODUCcIÓM INCRRiARsJTAL
•lngresos calculados con precios de morcado real.