proyecto integral complejo antonio j. berm.dez …
TRANSCRIPT
1
RESUMEN
Se presenta una descripción general del Proyecto Integral Complejo Antonio J. Bermúdez administrado por el Activo Integral Samaria Luna de la Región Sur, con la finalidad de dar a conocer las estrategias que se están implantando para la explotación de los campos Samaria, Íride, Cunduacán, Oxiacaque y Platanal, cuyas estructuras geológicas constituyen un solo yacimiento.
La ejecución del proyecto inició en el año 2002 y después del Proyecto Cantarell, está considerado como el segundo más importante de PEMEX Exploración y Producción (PEP) al aportar el 10.1 % del valor económico total de la empresa, de acuerdo a sus niveles de flujos de efectivo relacionados con la reserva remanente probada de aceite y gas, que al 1 de enero de 2004, ascienden a 2,503.0 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Además, por el volumen de aceite que actualmente produce de 146,068 barriles por día, ocupa el primer lugar entre los proyectos operándose en la Región Sur.
Dentro de las actividades que se programaron realizar para el periodo de 2002 a 2018, destacan la perforación de 54 pozos intermedios, 107 reparaciones mayores, adquisición de información sísmica tridimensional y la implantación de un sistema de mantenimiento de presión del yacimiento mediante el mecanismo de segregación gravitacional asistida por inyección de nitrógeno.
Estas tareas han sido diseñadas a partir del estudio detallado del comportamiento del yacimiento bajo un enfoque totalmente integral donde se emplean herramientas de tecnología de ultima generación; todas ellas, enfocadas a obtener una mayor eficiencia en la recuperación de la reserva de hidrocarburos a corto y mediano plazo.
Con la aplicación de estas estrategias, se espera lograr un adecuado desempeño de explotación del yacimiento que satisfaga las demandas técnicas y volumétricas establecidas en el Plan de Negocios de PEP, y por otro lado, obtener un alto rendimiento en cuanto a ingresos se refiere.
Por la naturaleza compleja del yacimiento, el cual se encuentra en una etapa de explotación madura después de treinta años de explotación, naturalmente fracturado, con la presencia de un casquete de gas secundario, asociado a un acuífero activo, sometido a un proceso de recuperación secundaria por inyección de agua y con la mayoría de los pozos operando con sistemas artificiales de producción; el desarrollo de este proyecto representa grandes retos a vencer, pero al mismo tiempo, nos ofrece grandes oportunidades de crecimiento técnico y de beneficios económicos.
INTRODUCCIÓN
En la Región Sur se encuentran en ejecución nueve proyectos exploratorios y quince proyectos de explotación. De estos últimos, nueve se realizan con inversión de tipo Pidiregas, el Proyecto Integral Complejo Antonio J. Bermúdez está en operación bajo este esquema de financiamiento. De todos los proyectos que conforman la cartera de inversión de PEMEX Exploración y Producción (PEP), el Proyecto Bermúdez ocupa el segundo lugar al aportar el 10.1% del valor económico total de la empresa, en el que se consideran los flujos de efectivo relacionados con la producción esperada en un determinado periodo de tiempo por la explotación de las reservas probadas de aceite y gas. Esto de acuerdo a cifras reportadas ante la Securities and Exchange Commission (SEC)(1), quien es la autoridad encargada de regular a los emisores de capital o deuda en los Estados Unidos de América.
El Proyecto Integral Complejo Antonio J. Bermúdez lo conforman los campos Cunduacán, Íride, Oxiacaque, Platanal y Samaria y se encuentra localizado a 20 Km. al noroeste de Villahermosa, Tabasco, Figura 1. Todos estos campos constituyen un solo yacimiento de rocas carbonatadas naturalmente fracturadas, de aceite negro ligero de 37 PAPI, asociado a un acuífero activo y a un casquete de gas secundario.
PROYECTO INTEGRAL COMPLEJO ANTONIO J. BERMÚDEZ: RETOS Y OPORTUNIDADES.
José L. Fong Aguilar, Antonio E. Villavicencio Pino,
Rafael Pérez Herrera, Francisco J. Flamenco López. PEMEX Exploración y Producción.
Copyright 2004, CIPM. Este artículo fue preparado para su presentación en el cuarto E_Exitep 2005, efectuado del 20 al 23 de febrero de 2005 en Veracruz, Ver. , México. El material presentado, no necesariamente, refleja la opinión del CIPM, su mesa directiva o sus colegiados. El artículo fue seleccionado por un Comité Técnico con base en un resumen; el contenido total no ha sido revisado por el comité editorial del CIPM.
2
141
108
118
104
124
144 142
151
146
136138
128
148149
1139
129
119
117
147
137
127
109107
157159
158156
154
155
145 545
125
115
105
153
143
123
123-A
113
103
93
151
131
152
121121-A
111
101
132
122
112-3
102
104
114124
126
116
108110
28
118
18
162A
A
B
44
26
36
161
34
A
163 165167
1012
14
141
24
52
42321
32322
22
50
60
40
301402
30 A
A
20 A
502
221
169 168166
164 162160
161
163
G-2
A
43G-1
33 35 57 S.A.1
5924
2213
15
37
3 17
5
23
21
41
S.A.2
A
12
11
O-1
4
2
22
69
59
24
44
42
67
57
T.P.-1-A
37
27
17 62
(47)
65
55
45
35
25
15
63
53
4333
23
13
61
51
53241
C-1
21
11
101 61 73
101 34
14
32
51
31
73
53
95
75
55
97
77
99
791
13
101
4
126
111000 113000 115000 117000 119000 121000 123000 125000 127000 129000
A
AA
A
A
A
B
A
140
166-2
11641166
1168
1148
1129
128-D
1113
130
310
810 300 AD
100 98 96A 1196 94 92 91A 95 97
1199
110999
871185
85
1187
77
565
101
75
63
A
6162 AA
252 B
A554
254256
658
258A
660260
A
270
80280
290
90
88 86 A
6668 A
B
84A
74
82
72
1173
81 83
125 L 127 D
70
576
7678
64
73A
556251
71
532
67
242
232
222
212
221 201
A
A
112
115 L
A
1119
1103
9000
1100
013
000
1500
017
000
1900
021
000
2300
025
000
2700
029
000 SIN ESCALA
50
LOCALIZACION APROBADA
PRODUCTOR
INYECTOR
INYECTOR CERRADO
CERRADO C/POSIB. DE EXPL.
POZO A PERFORAR
INTERMITENTE
TESTIGO DE PRESION
CERRADO
SIMBOLOGIA
552
65
106
118
A
400
CONTACTO AGUA ACEITE ORIGINAL
SAMARIA
IRIDE
OXIACAQUECUNDUACAN
PARAISO
PALANGRE
CUNDUACAN
JALPA
FRONTERA
NACAJUCA
VILLAHERMOSA
G O L F O D E M E X I C O
CARDENAS
LIN
JOLOTE
IRIDE
CHINCHORRO
CAL
DOS BOCAS
ASTE
ARRASTRADEROPTO. CEIBA
MELOCOTON
TIZON
MUSGO
ESCUINTLE
CAPARROSO
PIJIJE
MANEA
LUNA
PALAPA
COSACO
BELLOTAOXIACAQUE
CINTOPAREDON
CACTUS NISPERO
SAMARIA
COMALCALCO
CUNDUACAN
TINTAL
ESCARBADO
O
L
MECOACAN
SEN
AYAPA
PARAISO
RICINO
MENTA
CARDO
PLATANAL
Fig. No 1 Localización del Proyecto.
En el año 2001 se llevó a cabo el estudio técnico-económico para justificar la implantación del Proyecto para el ciclo 2002-2018, solicitándose la autorización para su ejecución como proyecto estratégico, la cual fue obtenida para desarrollarlo bajo el esquema de financiamiento PIDIREGAS cuyo monto de inversión ascendió a 27,000 millones de pesos.
El objetivo principal del proyecto es mejorar el factor de recuperación de hidrocarburos asegurando la continuidad de la operación de los campos y maximizando la explotación de los yacimientos.
Las actividades estratégicas programadas para alcanzar este objetivo durante el periodo 2002-2018, consideran la perforación de 54 nuevas localizaciones, 107 reparaciones mayores, la implantación de un proceso de recuperación mejorada mediante inyección de nitrógeno, adquisición sísmica tridimensional, adecuación de pozos inyectores, conversión de pozos al sistema artificial de bombeo neumático y el desarrollo de actividades adicionales de mantenimiento de pozos e infraestructura, de administración, desarrollo tecnológico, de seguridad, etc.
ANTECEDENTES
El Complejo Antonio J. Bermúdez inició a su explotación en mayo de 1973 con la terminación del pozo Samaria 101 el cual resultó productor de aceite negro ligero con una presión original de 533 kg/cm2 y presión de saturación de 319 kg/cm2.
Los campos del Complejo se encuentran sobre un anticlinal de tipo dómico, seccionado por un gran número de fallas normales que lo dividen en bloques con características litológicas diferentes pero unidos hidráulicamente entre sí. El yacimiento está constituido por calizas y dolomitas intensamente fracturadas de gran relieve estructural del Cretácico y Jurásico. La acumulación de hidrocarburos está limitada al Norte por una zona de baja permeabilidad, al Sur y al Oeste por el contacto agua - aceite, y al Este por un bloque hundido que lo separa de la estructura Oxiacaque y una falla normal con dirección Norte –Sur, Figura 2.
Fig. No. 2 Configuración estructural del Complejo.
3
Etapa1
Etapa2
Etapa3
Etapa4
Etapa5
0
2 0 0
4 0 0
6 0 0
8 0 0
73 74 75 76 77 78 79 8 0 8 1 8 2 83 8 4 8 5 8 6 87 88 8 9 9 0 9 1 9 2 93 9 4 9 5 9 6 97 9 8 9 9 0 0 0 1 0 2 0 3 0 4
Qo,
Qw
i (m
bpd)
QoQwi
Etapa1
Etapa2
Etapa3
Etapa4
Etapa5
0
2 0 0
4 0 0
6 0 0
8 0 0
73 74 75 76 77 78 79 8 0 8 1 8 2 83 8 4 8 5 8 6 87 88 8 9 9 0 9 1 9 2 93 9 4 9 5 9 6 97 9 8 9 9 0 0 0 1 0 2 0 3 0 4
Qo,
Qw
i (m
bpd)
QoQwi
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
550
73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 00 01 02 03 04
Pres
ión
(Kg/
cm2 )
S AM ARIA
IR I DE
P LATANAL
CUNDUACAN
OXI ACAQUE
Ps = 318.5 kg/cm2
El descubrimiento de este yacimiento dio origen a un desarrollo intensivo de 1973 a 1979, periodo identificado como la primera etapa de explotación mostrada en la Figura 3. En esta etapa se encontraban operando 80 pozos y se obtuvo la máxima producción de 660,000 bpd en enero de 1979.
En la segunda etapa de 1980 a 1983 se observa una franca declinación de la producción hasta alcanzar valores de 200,000 bpd debido al gran depresionamiento del yacimiento ocasionado por los altos ritmos de extracción. Es durante este periodo cuando se hace extensiva a todo el Complejo la inyección de agua como proceso de recuperación secundaria que había iniciado como prueba piloto en octubre de 1977 con el objeto de disminuir las fuertes caídas de presión alcanzándose cuotas de inyección de hasta 470,000 bpd de agua.
De 1984 a 1994 se visualiza la tercera etapa, en donde se aprecia una disminución en la declinación de producción pasando de 200,000 bpd a gastos de 100,000 bpd en estos 10 años. En julio de 1994 se obtuvo el nivel mas bajo en toda la historia de explotación de 88,000 bpd.
En el periodo de 1995 a 2001 se presenta la cuarta etapa, caracterizada por un incremento en la producción debido principalmente a la ejecución de las recomendaciones emanadas de los grupos interdisciplinarios y estudios integrales de yacimientos, tales como la perforación de 17 pozos intermedios y a la optimización de los sistemas artificiales de producción. Con esto se logró una producción promedio diaria de 154,000 bpd con 75 pozos productores.
La quinta etapa es la que corresponde al periodo en el que el proyecto integral ha sido implantado a partir de 2002. Durante estos últimos tres años se han realizado actividades con la finalidad de disminuir la tendencia de declinación y puede observarse claramente que la producción de aceite se ha mantenido en un promedio de 145,000 bpd.
Fig. No. 3 Historia de Producción e Inyección.
En la Figura 4 se muestra el comportamiento de presión del yacimiento. Se puede observar que la presión continúa cayendo por efectos de la extracción a un ritmo de 6 kg/cm2 por año. Para
Fig. No. 4 Comportamiento de presión.
La producción acumulada de aceite al 31 de diciembre de 2001 era de 2,397.8 MMB de aceite y 3,184.0 MMMPC de gas, quedando una reserva remanente de 1,780.2 MMB y 3,461.3 MMMPC, cuya extracción es el principal objetivo del proyecto. Estos datos se muestran desglosados por campo en la Tabla 1.
4
Tabla 1.- Producción acumulada y reserva remanente al 1 de enero de 2002.
Campo Np (mmb)
Gp (mmmpc)
Ro (mmb)
Rg (mmmpc)
Cunduacán 504.9 627.4 285.2 823.3
Íride 352.4 461.6 452.5 741.8
Oxiacaque 148.9 394.1 157.9 427.2
Platanal 14.3 21.6 6.7 14.0
Samaria 1377.2 1679.4 877.8 1455.0
TOTAL 2397.8 3184.0 1780.2 3461.3
El número de pozos que se habían perforado hasta fines del año 2001, eran 302 pozos de los cuales se encontraban operando 78.
El estado de pozos a la fecha mencionada se muestra en la Tabla 2. Se habían perforado 302 pozos en total, de los cuales, 59 habían resultado productores, 11 improductivos y 18 taponados por accidente mecánico. Lo que representa desde el punto de vista productivo (sin tomar en cuenta los accidentes mecánicos), un 84 % de éxito.
Tabla 2.- Estado de Pozos antes del proyecto.
Campo Perfo- rados
Produc- tores
Impro- ductivos
Acc. Mecánico
Cunduacán 19 17 1 1
Íride 27 19 4 4
Oxiacaque 32 18 5 9
Platanal 3 2 1 0
Samaria 5 1 0 4
TOTAL 88 59 11 18
PROGRAMA DE EJECUCIÓN DEL PROYECTO.
En esta sección se presentan las metas físicas, volumétricas y financieras que se programaron para ejecutarse durante el desarrollo del proyecto.
Programa Físico.
Las actividades físicas se han programado para realizarse en orden cronológico de tal forma que se
optimice el manejo de la producción, así como para dar el mantenimiento a pozos e instalaciones de manera oportuna, asegurando así, la eficiente operabilidad del mismo.
Se tiene considerado perforar 54 nuevas localizaciones y realizar 107 reparaciones mayores. La distribución de estas actividades estratégicas de perforación y reparación de pozos se enlistan en la Tabla 3.
Tabla 3.- Actividades estratégicas programadas.
Actividad 2002 2003 2004 2005 2006 07-18 Total
Perforación 5 5 16 19 9 0 54
Rep. May. 5 2 14 11 4 71 107
Programa Volumétrico.
El programa de producción de aceite y gas, se desglosa en producción base e incremental, donde la base considera únicamente la producción de los pozos operando antes de iniciar el proyecto en los intervalos en que se encontraban produciendo, y la producción incremental incluye los volúmenes de aceite y gas que se obtendrán de la terminación de pozos nuevos, de las reparaciones mayores, reparaciones menores, estimulaciones y de los que se generarán por efectos de la recuperación mejorada con inyección de nitrógeno.
La producción acumulada total programada a recuperar en este periodo es de 1,005.0 MMB de aceite y 1,141.5 MMMPC de gas, lo cual, representa drenar el 56 % de la reserva probada remanente de aceite y el 33 % de la de gas. En las Tablas 4 y 5 se presentan los valores de los pronósticos y en las Figuras 5 y 6, se muestran estos mismos de manera gráfica donde se observa claramente el efecto positivo de llevar a cabo el proyecto, ya que el volumen acumulado incremental asciende a 473.0 MMB de aceite y 540.5 MMMPC de gas.
5
Tabla 4.- Producción de aceite programada.
Aceite (mbpd) 2002 2003 2004 2005 2006 07-18 Np
(mmb)
Base 147.4 137.8 135.0 123.3 112.9 66.7 532.0
Incremental 13.8 27.0 25.0 69.6 101.6 88.2 473.0
Total 161.2 164.8 160.0 192.9 214.5 154.9 1005.0
Tabla 5.- Producción de gas programada.
Gas (mmpcd) 2002 2003 2004 2005 2006 07-18 Gp
(mmmpc)
Base 245.3 232.4 209.1 189.2 167.9 50.1 601.0
Incremental 21.6 38.8 19.1 67.3 120.6 101.0 540.5
Total 266.9 271.2 228.2 256.5 288.6 151.2 1141.5
Fig. No. 5.- Programa de producción de aceite.
Fig. No. 6.- Programa de producción de gas.
Programa Financiero.
La inversión programada para la ejecución del proyecto se presenta de manera anualizada en la Figura 7 cuyo monto total es de 27,430.6 millones de pesos.
Fig. No. 7.- Inversión programada.
Los ingresos que se programaron obtener de acuerdo a los pronósticos de producción y a las premisas económicas en ese entonces, fueron cercanos a los 6,000 MMDLS, tal y como se muestra en la Tabla 7.
Tabla 7.- Ingresos programados.
Ingresos (mm dls) 1998 1999 2000 2001 2002 03-12 Total
(mm dls) Base 531.3 515.8 439.4 293.0 230.2 865.8 2,875.5
Incremental 39.8 201.3 297.9 369.0 335.1 1,823.6 3,066.7
Total 571.1 717.1 737.3 662.1 565.3 2,689.4 5,942.2
Por otro lado, los indicadores económicos que se obtuvieron de la evaluación económica mostraban la alta rentabilidad del proyecto ya que se esperaba obtener durante todo el periodo de ejecución un VPN de 4,734.3 MMDLS y una relación VPN/VPI de 6.71 dólares por cada dólar invertido.
0
40
80
120
160
200
'02 '03 '04 '05 '06 '07 '08 '09 10 11 12 13 14 15 16 17 18
Incremental
Base
0
50
100
150
200
250
300
'02 '03 '04 '05 '06 '07 '08 '09 10 11 12 13 14 15 16 17 18
Incremental
Base
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
TOTAL 508 2748 4001 2865 2641 2073 1282 1083 1093 1106 1139 1129 1187 1127 1179 1149 1120
'02 `03 `04 `05 '06 '07 '08 '09 10 11 12 13 14 15 16 17 18
6
Los datos completos se muestran en la Tabla 8 y están actualizados a dólares del 2002.
Tabla 8.- Indicadores económicos programados.
Indicador Valor Unidad
Valor Presente Neto (VPN) 4,734.3 mm dls
Valor Presente de Inversión (VPI) 705.8 mm dls
VPN/VPI 6.71 dls/dls
Relación Beneficio-Costo (RBC) 5.36 dls/dls
Horizonte de Análisis 15 años
CUMPLIMIENTO DEL PROGRAMA.
Con la finalidad de conocer los beneficios obtenidos con la implantación del proyecto a casi tres años de haberse iniciado, se realizó una evaluación de los resultados que se han obtenido y cuya información se detalla a continuación.
Cumplimiento Físico.
Con respecto a la ejecución de actividades físicas estratégicas, en la Figura 8 se muestra el cumplimiento del programa de perforación de pozos. De los 29 pozos programados a perforarse en total durante 2002 a 2004 se terminarán 27, por lo que el cumplimiento ha sido del 93 %. En el año 2005 se terminarán 16 pozos y para el 2006 12 para completar la cifra programada de 54 pozos.
Fig. No 8.- Pozos terminados.
En lo que respecta a las actividades de reparaciones mayores, se tenía programado realizar en estos primeros tres años un total de 21 reparaciones y se habrán realizado 75 intervenciones tal y como se muestra en la Figura 9, por lo que el cumplimiento en este rubro sobrepasa el 100 %.
Fig. No. 9.- Pozos reparados.
Cumplimiento Volumétrico.
Los volúmenes pronosticados de aceite y gas para estos primeros tres años fueron de 177.6 MMB y 279.9 MMMPC de gas. Las cifras reales que se obtuvieron considerando al cierre de este año son de 157.5 MMB de aceite y 278.7 MMMPC de gas. El cumplimiento en el programa de producción de aceite alcanzó una cifra del 89 %, y en el programa de producción de gas del 99 %. En las Figuras 10 y 11 se muestran los resultados mencionados.
Fig. No. 10.- Producción total de aceite.
5 5
16
6
4
16 16
19
0
4
8
12
16
20
2002 2003 2004 2005
Núm
ero
de P
ozos
ProgReal
2
11
5
14
3030 30
15
0
6
12
18
24
30
2002 2003 2004 2005
Núm
ero
de P
ozos
ProgReal
161.2 164.8 160.0
141.1147.1142.8
0
50
100
150
200
250
2002 2003 2004
Prod
ucci
ón d
e A
ceite
(mbp
d)
ProgReal
7
Fig. No. 11.- Producción total de gas.
Para mantener el actual ritmo de extracción en el yacimiento y con la finalidad de dar a conocer los beneficios que se han logrado a través de la realización de múltiples actividades, en las Figuras 12 y 13
Los volúmenes de producción incremental de aceite y gas por desarrollo de campos y reparaciones mayores, cada vez cobran mayor importancia con respecto al volumen total producido.
Los efectos positivos de haber llevado a cabo el proyecto se aprecian claramente en la Figura No. 12.
Fig. No. 12.- Producción base e incremental de aceite.
El volumen acumulado de aceite durante estos 5 años por desarrollo de campos ascendió a 39.0 MMB, por reparaciones mayores se obtuvo 6.5 MMB y el volumen de producción base fue de 88.3 MMB para un gran total de 133.7 MMB.
El volumen de producción de gas que se obtuvo por desarrollo de campos fue de 161.9 MMMPC, por reparaciones mayores 18.0 MMMPC y el volumen base fue de 294.7 MMMPC para un gran total de 474.6 MMMPC.
Este comportamiento puede observarse en la Figura 13.
Fig. No. 13.- Producción base e incremental de gas.
Cumplimiento Financiero.
Los montos de inversión programados para ejercer durante los primeros 5 años y el cual ascendía a 528.0 MMDLS, fueron rebasados ya que el monto erogado real fue de 565.8 MMDLS. Esto básicamente se debió a que se incrementaron los costos de las actividades de perforación y reparación de pozos.
En la Figura 14 se muestran estas cifras desglosadas año por año.
266.9 271.2
228.2
266.6
249.9246.4
100
150
200
250
300
350
2002 2003 2004
Prod
ucci
ón d
e G
as (m
mpc
d)
ProgReal
0
50
100
150
200
250
300
1998 1999 2000 2001 2002
PR
OD
UC
CIÓ
N D
E G
AS
(MM
PC
D)
+ DESARROLLO
+ REP. MAYORES
DECLINADA
1998 1999 2000 2001 2002
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
1998 1999 2000 2001 2002
PR
OD
UC
CIÓ
N D
E A
CE
ITE
(BP
D)
+ DESARROLLO
+ REP. MAYORES
DECLINADA
1998 1999 2000 2001 2002
8
Fig. No. 14.- Cumplimiento al programa de inversión.
En términos de ingresos reales, se obtuvo un monto total durante este lapso de 3,999.7 MMDLS y el programa contemplaba una cantidad de 3,287.6 MMDLS. Por lo tanto, se consiguió una diferencia positiva de 712.1 MMDLS. Esto se derivó por un repunte en los precios de los hidrocarburos principalmente durante el año 2000 cuando se alcanzó un precio promedio de 30.2 dólares por barril, lo cual puede notarse claramente en la Figura No. 15 donde se desglosan los ingresos anualmente.
Fig. No. 15.- Cumplimiento al programa de ingresos.
La rentabilidad del proyecto a la fecha se evaluó considerando las premisas reales obtenidas durante este periodo de 5 años y se hace la comparación con las cifras consideradas en el programa donde se consideraron las premisas con las que se evaluó originalmente así como la inversión programada. Cabe señalar que se hace una normalización considerando dólares del 2002 tanto para la
evaluación del programa como para el real, de tal forma que se tenga una mejor perspectiva de los beneficios obtenidos. Las premisas promedio se indican en la Tabla 9.
Tabla 9.- Premisas programadas y reales. Premisa Prog Real Unidad
Precio promedio del aceite 16.66 21.48 (dl/bl)
Precio promedio del gas 2.02 2.51 (dl/mpc)
Tasa de descuento 10.0 10.0 (%)
Tipo de cambio promedio 10.3141 10.5706 ($/dl)
Horizonte de análisis 5 5 (años)
Los resultados indican que se obtuvieron 731.8 MMDLS adicionales a lo programado en valor presente neto, es decir, 23.7 % más, tal y como se aprecia en los resultados mostrados en la Tabla 10.
Tabla 10.- Indicadores económicos.
Indicador Prog Real Unidad
Valor Presente Neto (VPN) 3,087.5 3,819.3 mm dls
Valor Presente de Inversión (VPI) 658.8 694.9 mm dls
VPN/VPI 4.69 5.50 dls/dls
Relación Beneficio-Costo (RBC) 4.34 4.81 dls/dls
ESTRATEGÍA
Como parte de las estrategias para el mejor desarrollo y ejecución de este proyecto se planteó la necesidad de trabajar en equipos multidisciplinario como eje principal de todas las actividades. En cuanto a las tareas especificas la de contar con un modelo geológico y de simulación que nos permitan establecer y dar seguimiento a los planes de explotación. Para lo cual se utilizan herramientas de software de última generación acompañadas con una visualización 3D.
126
73
45
88
196
96
146
92
146
86
0
50
100
150
200
250
1998 1999 2000 2001 2002
Inve
rsió
n (m
m d
ls)
ProgReal
717681
582571
737
732
907
723
1064
573
0
200
400
600
800
1000
1200
1998 1999 2000 2001 2002
ProgReal
9
Modelo Geológico
En el Complejo Bermúdez en la actualidad se desarrolla una intensa actividad de perforación. Uno de los retos más importantes para el Activo Samaria-Luna es el diseño de pozos direccionales, su seguimiento, su interrelación o espaciamiento con los pozos vecinos, las dificultades de atravesar zonas de fallas, la búsqueda de zonas con mejores propiedades petrofísicas (porosas y permeables), la evaluación de los contactos de fluidos y sus variaciones de profundidad entre diferentes bloque fallados, y finalmente encontrar una plataforma de visualización que permitiera a todos los especialistas del Activo (Yacimientos, Caracterización y Simulación) trabajar en forma integral en la resolución de todos estos problemas.
Se selecciono “Petrel” como plataforma de modelado por la conectividad con las plataformas de interpretación disponibles en el Activo (GeoFrame, Eclipse y OFM) y por sus soluciones tecnológicas avanzadas en el modelado tridimensional y geoestadístico. Tomando como base el estudio integral preparado en el Activo, se construyó un modelo Geo-Celular con mas de un millón de celdas, en el cual se modelaron 22 cimas estratigráficas y más de 68 fallas (Normales, Inversas y de Rumbo); El modelo tridimensional construido quedo constituido por 65 Bloques fallados (segmentos) y 21 para-secuencias (zonas), que pueden ser manejados como unidades independientes (segmentos, zonas, segmento-zonas, zonas-segmentos) en la visualización, cálculo de reservas, edición de mapas estructurales, etc. como se muestra en la figura 16.
Para cada una de las para-secuencias se modeló siguiendo métodos geoestadísticos (mediante la construcción de Variogramas) propiedades petrofísicas tales como porosidad, permeabilidad, volumen de arcilla y saturación de agua. Una vez construido y validado el Modelo estructural y petrofísico se inició la evaluación de la ubicación de los contactos de fluidos (Gas-Aceite y Aceite-Agua) para cada uno de los bloques fallados que componen el Complejo. Para esta evaluación, se cargaron todos los intervalos disparados en los pozos productores, los intervalos aislados por producción de Gas o Agua, e información de gastos de aceite, gas y agua. Una vez cargada toda la información, se determinó la posición de los
Fig. No. 16 Modelo geológico del Complejo
contactos para cada bloque fallado del completo (segmentos), con base en la historia de producción de todos los pozos perforados en cada bloque. La figura 17 muestra un ejemplo de esto.
Fig. No. 17 Control de los Contactos
10
Con el modelo finalizado, la siguiente etapa ha venido a ser al diseño de nuevos pozos y el seguimiento a pozos en perforación. En el diseño de nuevos pozos se han definido dos estrategias; la primera esta relacionada con los pozos nuevos; en la cual se han identificado áreas de buena productividad, excelentes propiedades petrofísicas, bajo riesgo estructural y espaciamiento entre pozos de 500 metros aproximadamente. La segunda estrategia se enfocó a pozos abandonados temporalmente por problemas mecánicos a los cuales era posible abrir una ventana para alcanzar zonas con buenas características petrofísicas, bajo riesgo estructural y buena posición con respecto a los contactos de fluidos Gas-Aceite y Aceite-Agua.
El seguimiento a los pozos en perforación es otro elemento importante en el trabajo diario en el activo. Diariamente la información de los pozos es cargada y visualizada en forma tridimensional en el modelo Geo-celular para efectuar el seguimiento estricto de la trayectoria real de los pozos con respecto a la trayectoria programada originalmente, lo que nos ha permitido en algunos casos solicitar correcciones en la construcción de la trayectoria de los pozos, o rediseñar trayectorias de pozos cuando por razones geológicas existen imprevistos que nos obligan a hacerlo. La Fig. 18 nos muestra el seguimiento y los cambios que fueron necesarios en el modelo de acuerdo con la perforación del pozo Cunduacán 1025
Este tipo de visualización y diseño de pozos ha permitido desarrollar un trabajo integral de especialistas de diferentes disciplinas que reduciendo el riesgo en la toma de decisiones han acortado el tiempo de respuesta en la solución de los problemas que se presentan durante la perforación de los pozos.
Otro aspecto relevante es que al estar introduciendo la nueva información en el modelo se entra en un ciclo en el que el modelo está permanentemente actualizado y esto se conoce como un modelo viviente que conduce a un ciclo de mejora continua
Modelo de Simulación Composcional
El contar con un modelo de simulación composicional para evaluar las estrategias de
Fig. No. 18 Seguimiento a Pozos de Desarrollo
explotación y predecir el comportamiento de la inyección de N2 se consideró una tarea de vital importancia por lo que se tomo el modelo de simulación producto del Estudio Integral7 actualizando y mejorando el ajuste de historia. Para lo cual se formo un grupo de trabajo
A partir del modelo geológico7 que se desarrollo del estudio estratigráfico y estructural, se le agregaron las propiedades para disponer del modelo de flujo. El modelo se muestra en las Figura 19. Dicho modelo se utilizó como base pero en condiciones originales, eliminando todos los cambios, multiplicadores y otras variaciones que se llevaron a cabo durante el proceso de histórico del estudio anterior1. Las propiedades de porosidad y permeabilidad de la matriz y la fractura, los datos de permeabilidades relativas y presiones capilares representando cuatro litotipos diferentes, los resultados se considera reproducen adecuadamente la heterogeneidad del yacimiento, también se usaron las opciones de histéresis y difusión. Sin embargo, se efectuaron modificaciones globales en las propiedades de la fractura y la matriz tales como
11
distribución de fluidos en la matriz y las fracturas en las diferentes zonas tanto verticales como areales, tomando en cuenta las incertidumbres en el conocimiento de las propiedades de ambos medios porosos.
Fig. No. 19.- Modelo de Simulación .
Los mecanismos de producción que se consideraron en el modelo actual son expansión de rocas y fluidos así como la presencia de un acuífero activo, representado tanto con un modelo analítico, como numérico y la inyección de agua.
La malla del modelo incluye las características del modelo estático del yacimiento, la estructura, las fallas, la heterogeneidad y fue revisado y modificado durante el proceso de ajuste histórico tomando en cuenta las particularidades del Complejo Bermúdez. Las propiedades de la matriz y el sistema de fracturas fueron tomadas inicialmente de los mapas provenientes del modelo de Golder y asociados, los cuales fueron combinados con análisis de unidades hidráulicas para obtener los tipos de rocas, pero fueron modificadas para lograr reproducir la historia de presión y producción del yacimiento. Las propiedades incluyen la porosidad, la permeabilidad y la saturación de agua de la matriz, la porosidad y la permeabilidad de la fractura y el factor sigma Los factores sigma originales fueron revisados y modificados para tomar en consideración tamaños razonables de los bloques y la reproducción de la historia de presiones y producción.
En este estudio del modelo revisado se obviaron la variabilidad de la compresibilidad en función del
tiempo, considerando que no existen datos suficientes y el procedimiento incrementa innecesariamente el tiempo de cálculo, complicando el modelo de simulación y así para simplificar sin afectar la precisión, se uso un solo valor promedio de compresibilidad para la matriz y la fractura, para cada uno de los campos, la cual se utilizó como variable de ajuste para cada uno de los campos, en el modelo de flujo.
Los datos PVT fueron seleccionados y validados con base en la prueba del pozo SA-0106, complementada con varios datos de otros análisis para determinara variación de presiones de saturación y solubilidad del gas en el aceite con profundidad. Los resultados del modelo anterior fueron mejorados para lograr una mejor reproducción de las presiones y producciones de gas en el ajuste histórico mediante una calibración de las variaciones de las propiedades de los fluidos, particularmente la composición con profundidad
Los resultados del ajuste de historia se muestran en la Fig. 20. en la que se puede observar que se están reproduciendo los fenómenos de invasión de agua y producción de gas. Se puede notar que la presión sigue ligeramente arriba en la parte final, se esta trabajando en mejorar este ajuste.
Fig. No. 20.- Ajuste de Historia.
12
Una vez que se logro el ajuste de historia se precedió a realizar todo tipo de predicciones para examinar los mecanismos que más influyen y determinar las mejores estrategias de desarrollo para el campo, seleccionando la inyección de N2 como el método a seguir para el mantenimiento de presión del campo. La figura 21 muestra algunos de los escenarios estudiados
Fig. No. 21.- Ajuste de Historia.
CONCLUSIONES.
• Se pronosticó obtener para estos 5 primeros años, un volumen total acumulado de aceite de 141.1 MMB y 468.5 MMMPC de gas. Las cifras reales que se obtuvieron ascendieron a 133.7 MMB de aceite y 474.6 MMMPC de gas. El cumplimiento en el programa de producción de aceite alcanzó una cifra del 95 %, y el cumplimiento en el programa de producción de gas rebasó el 100 %.
• Los montos de inversión programados para ejercer durante los primeros 5 años y el cual ascendía a 528.0 MMDLS, fueron rebasados ya que el monto erogado real fue de 579.5 MMDLS.
• De los resultados volumétricos satisfactorios, se obtuvo un VPN de 3,819.3 MMDLS, una relación beneficio-costo de 4.81 dólares/dólar y una relación VPN/VPI de 5.50 dólares/dólar.
• Los indicadores que se obtuvieron de la evaluación económica para este periodo de cinco años, permiten concluir que este proyecto es uno de los de mayor rentabilidad para PEP.
• Los resultados tanto del modelo de simulación como del modelo estático para el seguimiento y puesta en marcha de los planes de explotación esta dando excelentes resultados para el soporte de la toma de decisiones.
• La estrategia del trabajo en equipos y la actualización continua del modelo Geológico permiten el seguimiento y la toma oportuna de decisiones. La utilización de visualización tridimensional permite un mejor entendimiento de las características del yacimiento.
13
NOMENCLATURA
MMB = Millones de barriles.
MMMPC = Miles de millones de pies cúbicos.
MMDLS = Millones de dólares.
mbNM = Metros bajo nivel del mar.
BPD = Barriles por día.
MMPCD = Millones de pies cúbicos por día.
REFERENCIAS
(1). Fong, A. J.L., Pérez H. R., J.J. Rosillo A., M.A. Macip R.: “Proyecto Integral Delta del Grijalva”, Revista Ingeniería Petrolera de la A.I.P.M. Noviembre, 1999.
(2). Pérez H. R.: “Caracterización de Fluidos, Aplicación Práctica”, Revista Ingeniería Petrolera de la A.I.P.M. Julio, 2000.
(3). J.J. Rosillo A.: “Caracterización del Fracturamiento Natural. Estudio Piloto en el Activo de Producción Luna”, Revista Ingeniería Petrolera de la A.I.P.M. Febrero, 2001.
(4). J.J. Rosillo A.: “Caracterización de Yacimientos en el Activo de Producción Luna”, Revista Ingeniería Petrolera de la A.I.P.M. Octubre, 1999.
(5). P. Birkle, J.J. Rosillo Aragón, E. Portugal, J.L. Fong Aguilar: “Evolution and Origin of Deep Reservoir Water at the Activo Luna Oil Field, Gulf of Mexico, Mexico”, AAPG Bulletin, V. 86, No. 3, PP 457-484, March 2002.
(6). Pérez H. R., J.G. Torres V., M.A. Macip R., Fong, A. J.L.: “Campo Sen, Optimización de su Explotación”, Revista Ingeniería Petrolera de la A.I.P.M. Septiembre, 1999.
(7) PEMEX-Schulumberger DSI (Data and Consulting Services) “Estudio Integral Complejo Antonio J. Bermudez”, Denver Colorado, Diciembre, 2002