Download - yaciminetos supergigantes
Bonifacio Hernández López
Los yacimientos se clasifican por su tamaño, es decir, la producción total hasta el momento más las reservas probadas que pueden extraerse a la fecha de la estimación. Algunos autores incluyen también las reservas probables, en tanto que otros no las consideran. En todo caso, se suele entender que el concepto " reservas extraíbles en las condiciones actuales" incluye la recuperación secundaria de petróleo y, algunas veces, la recuperación mejorada, siempre que se hubieran computado las operaciones de recuperación y adoptado las medidas necesarias para llevarlas a cabo.
La clasif icac ión por tamaño tuvo su origen hace unos 40 años, en Estados Unidos. La divis ión se basó en el tamaño de los yac imientos de ese país, la mayoría de los cuales son pequeños o med ianos; por ta l razón, un yacim iento "importante" es el que tiene rese rvas superi ores a los 100 mil lones de barr il es (mb). Sin embargo, en los últimos años se ha elaborado otra tipología, que conside ra la situac ión en todo el mundo y no só lo la de Estados Unidos. En ella se desagregan de manera mucho más analí tica los yacim ientos importantes, para tomar en cuenta ladist ri bución y la ponderac ión de las clases superi ores.
Explotación del Complejo Cantarell: historia, estado actual
y perspectivas
Historia
La expropiación petrolera en 1938.
Durante 1938 se produjeron en promedio 106 mil barriles diarios.
diez años más tarde 163 mil barriles por día y durante la década de los sesenta, la producción alcanzó 332 mil barriles diarios, en promedio.
Clasificación de los yacimientos
En 1972, un pescador llamado Rudesindo Cantarell.
Los primeros barriles de petróleo de Cantarell se produjeron en junio de 1979, con un promedio de 4 mil 289 barriles diarios. Para diciembre, la producción alcanzaba los 240 mil barriles diarios.
En diciembre de 2003, Cantarell alcanzó su pico de producción al promediar 2.21 millones de barriles diarios, mes en que la producción nacional alcanzó su nivel más alto de la historia: 3.44 millones de barriles diarios.
En 2004, el país alcanzó su cifra récord de producción con un promedio de 3 millones 383 mil barriles diarios, al tiempo que su dependencia de Cantarell alcanzaba también niveles históricos (63.2% de la producción global).
A partir de 2004 cantarrell incio su declinacion
DOS BOCASDOS BOCAS
ESCALA GRAFICA
KAX-1KAX-1
UECHUECH
KAB-101KAB-101
SINANSINAN 101A101A1A1A
YUM-2YUM-2401401
MAY-1MAY-1
MISON-1MISON-1
KIX-1KIX-1
KIX-2KIX-2
YAXCHE-1YAXCHE-1
0 30 Km
CIUDAD DELCIUDAD DEL CARMEN CARMEN
OCHOCH POLPOL
BATABBATABTOLOCTOLOC
CAANCAAN
CHUCCHUC
200 m.200 m.
100 m.100 m.
50 m.50 m.
25 m.25 m.
IXTALIXTAL
MALOOBMALOOB
ZAAPZAAPKUKU
LUMLUMBACABBACAB
IXTOC-1IXTOC-1TARATUNICHTARATUNICH
301301201201
101101
11
ABKATUNABKATUN
EKEKBALAMBALAM
FRONTERA
TAKINTAKIN
2-B2-B
620620500500 540540 580580460460
21302130
21702170
20902090
20502050
75 km75 km
KutzKutzAkalAkal
NohochNohochChacChac
Ubicación de los campos de la RMNE
• Tirantes de agua: <100 m
• Aceites: 13.7-22 °API
Características de los campos de la RMNE
• Producen de yacimientos carbonatados naturalmente fracturados y vugulares
• Formaciones productoras: BTPKS, KM, KI, JSK • Yacimientos de espesor grande: 500-1000 m;
algunos con alto relieve estructural (Akal-Cantarell: 2000 m)
• Permeabilidad efectiva del fracturas hasta 10 Darcies
• Permeabilidad de matriz < 5 mD• Porosidad total: típicamente baja, 8 a 10%• Porosidad secundaría: típicamente 35% de la
porosidad total • Saturación de agua irreducible: 15-21%• Mojabilidad intermedia a mojable por aceite
Características de los campos…
Flujo en el yacimiento
Dominado por fuerzas de gravedad, debido a la alta permeabilidad del istema de fracturas y/o espesores grandes
– RGA de los pozos ~ Rs@pwf
(Gas liberado en el yacimiento se segrega al casquete de gas)
CRETACEOUS
J.S.KIMMER.
S N
Agua
Aceite
Gas
Descripción de Akal –Complejo Cantarell:
• Primer aceite: 1979
• Densidad del aceite: 22° API
• Presión inicial: 270 Kg/cm2
• Porosidad total promedio: 8%
• Saturación de agua inicial: 21%
• Permeabilidad efectiva de fracturas: 2-10 Darcy
• Permeabilidad de matriz: < 5 mD
•Espesor del yacimiento: 1,000 m
•Relieve estructural: 2,000 m
Cantarell = Akal + Nohoch +, Chac + Kutz + Sihil; N=35,000 MMSTB Volumen original de aceite de Akal: 30,000 MMSTB
No. de pozoscon BN en aumento
No. de pozosen aumento
Qo = 1,017.3
150
Pws = 270
Pws = 125.5
141
0
250
500
750
1,000
1,250
1,500
79 80 82 84 86 88 90 92 94 96 98
Año
0
50
100
150
200
250
300Qo
No. de pozosPozos con BN
Ritm
ode
pr
oduc
ción
de
acei
te,
(MST
BD)
Presióndeclinando
Pws AKAL
Pws
(Kg/
cm2),
Nú
mer
ode
po
zos
Akal antes del mantenimiento de presión
Historia de presión-producción
• En 1981 alcanzó 1.2 MMBPD a través de solo 40 pozos: 30,000 BPD en promedio por pozo
• A medida que el ritmo de producción de los pozos disminuyó, por la declinación de la presión del yacimiento, fue posible mantener una plataforma de producción de aprox 1 MMBPD perforando nuevos pozos.
• En 1996 se tenían 150 pozos produciendo, a un ritmo promedio de 7000 BPD, la mayoría con BN
Campo Akal- Complejo Cantarell
• Mantener capacidad productiva de los pozos y reducir costos de mantenimiento.
• Parar la entrada de agua del acuífero al yacimiento para favorecer el drene gravitacional de aceite en casquete de gas e incrementar el FR: + 2.3 BSTB
Objetivos
• Mantenimiento de presión iny. N2: 1,200 MMSCFD a través de siete pozos (desde mayo de 2000) para producir 2 MMSTBD
• 214 nuevos pozos de 9 plataformas • Construyendo dos centros de producción • Adquiriendo FSO
En 1996 inicia el Proyecto de Optimización de Cantarell, POC
• Costo: 0.36 USD/MSCF• Fluido inerte compatible con ambiente• Disponibilidad ilimitada
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1,000
1,100
1,200
1,300
1,400
1,500
1,600
1,700
1,800
1,900
2,000
2,100
2,200
2,300
80 82 84 86 88 90 92 94 96 98 00 02 04 06 08 10
Time (Years)
Np
( X
10
MM
BL
S)Q
o(M
BP
D)
0
15
30
45
60
75
90
105
120
135
150
165
180
195
210
225
240
255
270
285
300
315
330
345
Inj. R
ate
MM
PC
DN
um
be
rof w
ells
600
00
900
1200
300
N2 injection
NG injection
Np
Qo
pws
Operating
wells
Start Gas Lifting
COMP: Drilling
Start
N2 Injection
pw
s,
(kg
/cm
2)
Factor de recuperación Actual/ Final: 42% / 50%
Producción acelerada de aceite el principal beneficio del POC
¿Cómo?
¿Por que N2?
Proyecto de optimización de Cantarell
• La inyección de N2 ha estado operando por 9 años, desde mayo de 2000
• Como era esperado, a partir de 2006 la producción de aceite ha venido declinando.
• La etapa de producción del aceite fácil de Akal quedó atrás: Actualmente estamos en la transición hacia una etapa de producción de aceite más difícil: el espesor de la columna de aceite se reduce, se presentan fenómenos de conificación y canalización de gas y agua y en la que la producción total del campo estará dominada por la matriz.
¡¡¡ Tal es la naturaleza de este tipo de campos!!!
Expectativas de recuperación de aceite
• El incremental de producción obtenido en Akal durante los dos primeros años de operación del mnto. de presión pagó los costos del proyecto.
• La explotación de Akal con el esquema actual llevará a un FR de 50%: Se dejarían 15,000-16,000 MMSTB de aceite en el yacimiento, distribuidos en el casquete de gas y en la zona invadida por el acuífero.
• Se iniciaron estudios de EOR enfocados a incrementar el factor de recuperación final de aceite de Akal en al menos 10%.
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Recuperación secundaria y mejorada
Características presentes de los volúmenes de reservas sujetos a RSyM:
Se conoce la ubicación de los yacimientos
Se dispone de infraestructura
El conocimiento del yacimiento es mucho mayor que para desarrollos nuevos
Estudios de EOR
• Los realiza el IMP y centros de investigación de Universidades de EUA lideradas por el Dr. George Hirasaki de la U Rice: Participan UT-Austin (Drs. Gary Pope y Kishore Mohanty), CSM (Dr. Hossein Kazemi), U de Stanford (Dr. Kovseck): Se estudian procesos químicos y térmicos.
• IMP y RERI-U Yale ( dirigido por el Dr. A. Firoozabadi) realizaron estudios de inyección de CO2 y mezclas de CO2+N2: los estudios concluyeron recientemente con resultados muy prometedores.
• Objetivo final de los estudios es la selección de procesos EOR aplicables a los campos de la RMNE y el diseño de pruebas piloto.
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Ekofisk, SPE 65124
Modelos predictivos de principales procesos de EORT.B. Jensen, K.J. Harpole, A. Osthus, Phillips Petroleum Company
Los modelos predictivos se usan para estimar el incremental de recuperación y el potencial para producir un mayor gasto para cada combinación de procesos - yacimiento.
Retos en la explotación de los campos
de la RMNE
Caracterización y modelado de yacimientos
• Medición de la Sor en el casquete de gas y zona invadida por agua
• Determinación de porosidad primaria y secundaria: modelado de doble porosidad
• Caracterización y modelado de flujo multifásico en sistemas de múltiple porosidad
• Modelado numérico de flujo multifásico transitorio hacia pozos con geometrías y terminaciones no-convencionales en YNF: acoplamiento de flujo en yacimiento-dispositivos de terminación-pozo.
Retos de Caracterización Tener el acceso a hidrocarburos remanentes
presentes en campos maduros con frecuencia presenta desafíos de caracterización mayores que aquellos encontrados cuando estos yacimientos comenzaron su vida productiva. Esto es especialmente cierto para campos maduros naturalmente fracturados
Es importante considerar otras alternativas para la caracterización de yacimientos que describan mejor las heterogeneidades sobre todo si procesos como mantenimiento de presión o IOR/EOR son implementados. Estas alternativas podrían incluir un modelo de 3-Ø, que considera la presencia de vúgulos y fracturas, o un modelo fractal que considera la presencia de fracturas a diferentes escalas con una distribución no uniforme.
VÚGULOSMATRIZ FRACTURA MATRIX FRACTURES
Modelo Típico de Doble Porosidad
M o t i v a c i ó n
Algunos de los campos más prolíficos producen de Yacimientos vugulares Yacimientos vugulares naturalmente fracturadosnaturalmente fracturados
Matriz, fracturas y vúgulos están generalmente presentes en YNF.
R/S
Espectro de Potencia
Rugosidad-Longitud
Variograma
Wavelets
Líneas de flujo en una red de vúgulos interconectados
SPE 96027, Models and Methods for Determining Transport Properties of Touching-Vug Carbonates, Liying Zhang, Narayan Nair, James W. Jennings, Steven L. Bryant, University of Texas at Austin
Retos: Productividad de Pozos
• Diagnóstico de daño a la formación en yacimientos de crudo pesado y extrapesado
• Control de gas y agua en pozos: conificación y canalización
• Aplicación de tecnología de campo inteligente para optimizar la explotación de los campos
Retos: Procesos de EOR
La aplicación de procesos EOR en YNF deben honrar el flujo dominado por gravedad que opera en el sistema de porosidad secundaria
Retos en la implementación (Pruebas piloto y escala de campo):
El fluido de EOR se inyecta a través del sistema de fracturas y deberá asegurarse que finalmente se transfiera a la matriz que contiene el aceite residual a recuperar
Arreglos convencionales de pozos, inyección-producción , no aplican en estos yacimientos: El aceite a recuperar está en el casquete de gas y la zona invadida por agua: el aceite liberado migrará y será producido en la columna de aceite
Retos: Procesos EOR…
Retos de la evaluación de pruebas piloto:
El aceite liberado no producirá cambios notables en el espesor de la columna de aceite, por la alta capacidad de almacenamiento de la porosidad secundaria
El ritmo de producción de aceite depende de la manera de operar los pozos y no se espera sea alterada por el piloto.
• Medición de Sor en formaciones de baja porosidad
Influencia de fracturas y vúgulos en EORInfluencia de fracturas y vúgulos en EOR Influencia de fracturas y vúgulos en EORInfluencia de fracturas y vúgulos en EOR
Retos: Instalaciones de producción
Procesamiento primario de crudo pesado y extrapesado: deshidratación y desalado de crudo
Aseguramiento de flujo
Mejoramiento de la calidad de crudo pesado y extrapesado
Retos: Perforación y terminación de pozos
• Perforación en YNF con pérdida total de fluidos• Cementación de pozos en yacimientos de baja
presión• Reducción de costos• Terminación de pozos horizontales y
multilaterales