Objetivo

Evaluar las alternativas de solución para entregar el gas dentro de las especificaciones al CPG Cactus y con ello definir la necesidad de la construcción o no de una unidad recuperadora de nitrógeno (NRU), considerando el comportamiento futuro de las variables de subsuelo y superficie, a través de un análisis de múltiples escenarios de producción, así como la identificación de riesgos y análisis económico

Localización: A 20 Km NW de Villahermosa, Tabasco Campos: Samaria, Íride, Cunduacán, Oxiacaque y Platanal

Inicio de explotación: Junio de 1973 Tipo de yacimiento: Calizas, dolomías fracturadas

Área (km2): 200.2 Pozos perforados: 395

Espesor neto (m): 600 – 800 Pozos operando: 104

Densidad (°API): 28 – 31 Qo (bpd): 46,865

Porosidad (%): 4 – 6 Np (mmb): 2,847

Permeabilidad (mD): 10-250 Qg (mmpcd): 193

Profundidad (m): 3,100-5,000 Gp (mmmpcd): 4,285

P inicial (kg/cm2): 504 FR aceite: 34.4%

Pb (kg/cm2): 318 FR gas: 41.0%

P actual (kg/cm2): 125 RGA (m3/m3): 736

Volumen original Reserva original

Reserva remanente

Aceite (mmb) 8,272 3,621 774 Gas (mmmpc) 10,440 6,423 2,138 Total (mmbpce) 10,947 5,271 1,328

Introducción El Complejo Antonio J. Bermúdez es un campo maduro con 40 años de explotación

SamariaLuna

South      RegionRegión

Sur

0

100

200

300

400

500

600

73 75 77 79 81 83 85 88 90 92 94 96 98 00 02 04 06 08 10 13

Pres

ión

@ P

R [k

g/cm

2 ]

Cunduacán Íride Oxiacaque Platanal Samaria

Etapa 1 (1973-1979) !  Desarrollo inicial !  Producción máxima 693 mbpd !  Inició inyección de agua

Etapa 2 (1980-1983) !  Formación del casquete de gas !  Fuerte declinación !  Inyección de agua de 460 mbpd

Etapa 3 (1984-1994) !  Plataforma de producción en 150 mbpd

hasta finales de 1992

Etapa 4 (1995-2001) !  2da Etapa de desarrollo !  Implementación del bombeo neumático

profundo

Etapa 5 (2002-2005) !  Inició proyecto Pidiregas !  3era Etapa pozos intermedios !  Inyección agua residual 38 mbpd

Etapa 6 (2006-2011) Mtto. de Presión !  Inyección gas 60 mmpcd (Nov-06) !  Inyección N2 190 mmpcd (Jul-08) !  Inyección de agua 50 mbpd !  Reinyección gas contaminado con N2 60 mmpcd (Jul-09) !  Pozos no convencionales

Pb= 318 kg/cm2

Iny. Agua Iny. GASA

Iny. N2

Introducción Agotamiento de presión debido a la extracción de fluidos del yacimiento

Comportamiento de la Presión del yacimiento Plano de referencia @ 4,200 mv

Iny. Gas Contaminado

0

20

40

60

80

100

120

140

0

150

300

450

600

750

900

73 75 77 79 81 83 85 88 90 92 94 96 98 00 02 04 06 08 10 13

Qw

, Qw

i (m

bpd)

, No.

Poz

os

Qo

(mbp

d), Q

g (m

mpc

d)

Qo (mbpd) Qg (mmpcd) Qw (mbpd) No.Pozos.Prod.Activo

1 2 3 4 5 6

Introducción Estudios realizados resaltan al Nitrógeno como candidato para el mantenimiento de

presión principalmente por ser el fluido a inyectar mas económico

!   Los estudios efectuados en el periodo 2000-2003 determinaron la factibilidad de inyectar gases para mantener la presión del yacimiento (CO2, g a s h i d r o c a r b u r o y N 2 ) .

!   Pruebas de laboratorio definieron la capacidad del N2 para disminuir la viscosidad del aceite del CAJB, promover su hinchamiento, aunque sin condiciones de miscibil idad a la P y T del yacimiento.

!   El VCD efectuado en el periodo 2006-2007 evaluó diferentes escenarios para la aplicación a gran escala de la inyección de N2.

!   Una prueba piloto de inyección de gas amargo se efectuó en el 2007 para calibrar la respuesta del yacimiento a inyección de gases.

!   La inyección de CO2 se descartó por no disponer de fuentes permanentes de suministro.

!   La inyección de gas hidrocarburo a gran escala se descartó por razones comerciales.

!   La inyección de N2 se inició en Julio del 2008.

Introducción Justificación de la inyección de fluidos en el CAJB

Objetivo general:

!   Se inyecta en el casquete secundario de los campos Oxiacaque y Cunduacán, alejado a de la zona de producción del CAJB. Representa el principal proceso de mantenimiento de presión con un gasto de inyección de 190 mmpcd. Su contribución al reemplazo de fluidos producidos es del 70%.

Se requiere inyectar fluidos al yacimiento como mecanismo de recuperación secundaria para mantener la presión del yacimiento, alargar la vida productiva del mismo y maximizar la recuperación de reservas

PROYECTOS ESPECÍFICOS INYECCIÓN INMISCIBLE DE NITRÓGENO:

!   Se inyecta en el casquete secundario del campo Íride. Su principal objetivo es reforzar el mantenimiento de presión hacia las zonas de mayor producción del CAJB (Iride y samaria).Su contribución al reemplazo de fluidos es del 20%. Se inyectan 60 mmpcd de gas.

INYECCIÓN DE GAS HIDROCARBURO

!   Se inyecta en las zonas periféricas de los campos Samaria e Iride. Su objetivo es complementar el proceso de desplazamiento de los otros procesos. Contribuye con un 10% al reemplazo de fluidos es del 10%. Se inyectan 50 mbapd.

INYECCIÓN DE AGUA

!   Se inyecta en las zonas altas del campo Oxiacaque. Su objetivo es reinyectar la corriente de gas de este campo con alto contenido de nitrógeno, para disminuir el impacto de contaminación en superficie. Se reinyectan 60 mmpcd.

INYECCIÓN DE GAS CONTAMINADO CON NITRÓGENO

Introducción Nace la Inyección de Nitrógeno

Objetivo

Proveer de energía adicional a los

yacimientos depresionados del PICAJB

mediante la inyección inmiscible de

Nitrógeno en los campos Oxiacaque,

Cunduacán e Íride para ayudar con 0.7 %

(76mmb) a incrementar el factor de

recuperación de aceite de 27% a 31%.

Alcances !   Inyectar 190 mmpcd de N2 en 15 años !   Operar 8 pozos inyectores en los campos Oxiacaque y Cunduacán en una primera fase

!   Ampliar la inyección al campo Íride y arealmente para totalizar 16 pozos !   Mantener la presión de yacimiento en 130 Kg/cm2

!   Atenuar el avance del contacto agua-aceite

Antecedentes La inyección de Nitrógeno conlleva a otras necesidades

▪  2008: inicio de la inyección de N2 en el CAJB. Al mismo tiempo comenzó una licitación (que fue pospuesta repetidamente) para la instalación de una NRU en el Activo de Producción Samaria Luna, derivado de un incremento previsible en el contenido de nitrógeno en el gas enviado al CPG Cactus, para poder cumplir con la especificación de concentración máxima de 7%

▪  2009: como medida alterna, se inició la reinyección al yacimiento de gas con alto contenido de nitrógeno (60 MMpcd) y con la administración de pozos con alta relación gas-aceite para controlar el contenido de nitrógeno en el gas

–  Estas medidas han permitido cumplir con la especificación de entrega actual y, adicionalmente, han contribuido a aumentar el factor de recuperación del aceite, pues permiten mantener la presión del yacimiento

–  Actualmente el gas entregado contiene ~6.5%(1) de nitrógeno y cumple con la especificación de concentración máxima de 7%

–  A partir de 2013 la especificación de concentración máxima de nitrógeno se reducirá de 7% a 5% (no oficial), lo que hace imprescindible tomar decisiones respecto a las medidas necesarias para asegurar el cumplimiento

▪ Se contemplan dos alternativas de solución, mismas que se evaluaron en términos de viabilidad operativa, el efecto sobre la solución del problema y costo-beneficio económico

–  Opción A: Aumentar la reinyección de gas con alto contenido de nitrógeno al yacimiento de 60 a 120 MMpcd

–  Opción B: Continuar con el proyecto de una NRU pero con capacidad de procesar 60 MMpcd de gas con alto contenido de nitrógeno y no de 120 MMpcd de gas(2)

(1)  Promedio 2012 (2)  Los pronósticos de gas del CAJB indican que no sería suficiente el gas producido para suministro de una NRU de 60 MMpcd a partir del año 2021

Comportamiento de producción de gas del

CAJB (2000-2012)

Descripción del Reto La estrategia actual para el control de contenido de nitrógeno ha permitido cumplir con

la especificación de entrega

0%1%2%3%4%5%6%7%8%9%10%

2011 2009 2012 2010

ago 2010

7%

jul 2008

2008

Concentración histórica de nitrógeno en el gas entregado al CPG Cactus % de nitrógeno en punto de entrega, promedio mensual

Actividades Ø Administrar la producción de

pozos con alta relación gas-aceite (RGA)

Ø Reinyectar gas con alto contenido de nitrógeno al yacimiento (60 MMpcd)

Ø Diluir las corrientes con alto contenido de nitrógeno (Samaria Luna y Bellota Jujo) con las de bajo contenido(1)

Los efectos Ø Cumplir con la especificación

de entrega de gas con contenido de nitrógeno menor al 7%

Ø Aumentar el factor de recuperación del yacimiento por mantenimiento de presión

(1) Activo de Producción Macuspana Muspac, Dos Bocas, Costero y Ribereño y Delta del Grijalva (2) Actualmente, la reinyección se hace en los pozos Oxiacaque-1, Oxiacaque-2 y Oxiacaque-11 FUENTE: Datos de la GTDH y Activo Samaria Luna

Inicio de inyección de nitrógeno al yacimiento para mantener la presión del mismo

S e a p u n t a l ó l a e s t r a t e g i a d e administración de pozos y reinyección de gas con alto contenido de nitrógeno al yacimiento(2) para cumplir con la especificación de entrega al CPG Cactus

La estrategia actual permite cumplir con la especificación de en t rega v igen te de máximo 7% de contenido de nitrógeno en el gas

La estrategia

Esquema actual de manejo de gas del CPG Cactus

Descripción del Reto En el mediano plazo, se requieren medidas adicionales para asegurar el cumplimiento con

la especificación de entrega del gas

Concentración esperada de nitrógeno en gas entregado al CPG Cactus % de nitrógeno, promedio anual

▪  A partir de 2016-2017, la entrega de gas al CPG Cactus estará fuera de especificación

▪  Se deben considerar opciones de solución al problema en el mediano plazo, así como las inversiones requeridas para ello

▪  Es necesario tomar decisiones sobre la solución a mediano plazo a la brevedad por el tiempo hasta el inicio de operaciones de la alternativa seleccionada (1)

0%

1%

2%

3%

4%

5%

6%

7%

8%

9%

10%

2013 14 15 16 20 19 18 17 22 21

5%

7%

2027 26 25 24 23

Periodo fuera de especificación

En 2013 la especificación de contenido máximo de nitrógeno baja de 7% a 5%

En octubre de 2012 comienza la reinyección de gas con alto contenido de nitrógeno en el activo Bellota Jujo

La estrategia actual contribuye a reducir el problema hasta 2016

(1) Un proyecto como la NRU puede tardar, en el mejor de los casos hasta 3 años en iniciar operaciones

Estrategia Actual

Ver detalles por Activo

Alternativas Se contemplan dos opciones de solución para controlar el contenido de nitrógeno en el

gas entregado a CPG Cactus

▪  Aumentar en 60 MMpcd la capacidad de reinyección de gas con alto contenido de nitrógeno, para llegar a un total reinyectado de 120 MMpcd ▪  Ampliar una estrategia que ha resultado exitosa desde

2011 y que originalmente no estaba contemplada como posible solución ▪  Iniciar operaciones en octubre de 2014, dado el periodo

de licitación e instalación del equipo necesario

Descripción

▪  Instalar una NRU para procesar 60 MMpcd de gas en el Activo Samaria Luna, retirándole ~40 MMpcd de nitrógeno y entregar ~20 MMpcd de gas seco dulce con menos de 1% de nitrógeno ▪  Diluir el resto de las corrientes de la región con el gas

proveniente de la NRU y cumplir así con la especificación de entrega al CPG Cactus ▪  Iniciar operaciones de la NRU en 2016, dado el período

de licitación y construcción

Ampliar capacidad de reinyección de gas contaminado

A

Instalar una unidad de recuperación de nitrógeno (NRU) en el Activo Samaria Luna

B

Alternativas Ambas opciones tienen resultados similares y resuelven

el problema hasta 2022, pero no después de ese año Concentración esperada de nitrógeno en gas entregado al CPG Cactus % de nitrógeno, promedio anual

▪  Se puede controlar el problema en los próximos 10 años con cualquiera las opciones propuestas

▪  A nivel operativo es más sencillo la opción de ampliar la capacidad de reinyección que la NRU

–  La operación misma es menos compleja

–  PEP conoce mejor y puede supervisar más cercanamente la operación de reinyección debido a la experiencia con este proceso

0%

1%

2%

3%

4%

5%

6%

7%

8%

9%

10%

5%

2027 26 25 24 23 22 21 20 19 18 17 16 15 14 2013

Opción B: Instalar NRU en Samaria Luna

Opción A: Incrementar capacidad de reinyección Estrategia actual

Es más conveniente que el análisis de una solución posterior a 2022 se realice con los datos observados durante los p róx imos años , po r l o que nos concentraremos únicamente en las soluciones propuestas

Periodo fuera de especificación

Aumenta periodo dentro de

especificación

Alternativas Para solucionar el problema a largo plazo, se deben llevar

a cabo acciones de control de nitrógeno en Bellota Jujo

10% 9% 8% 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% 0%

2027 26 25 24 23 22 21 20 19 18 17 16 15 14 2013

0%1%2%3%4%5%6%7%8%9%10%

2027 26 25 24 23 22 21 20 19 18 17 16 15 14 2013

5.0%

5.0%

Gas entregado al CPG Cactus Porcentaje de N2 atribuible a activos

Opción B: Instalar NRU en Samaria Luna

Opción A: Ampliar capacidad de reinyección

p. 21

(1) Incluye las corrientes del activo y las que se mezclan con el mismo (Dos Bocas, Costero y Ribereño y Delta del Grijalva)

Proyecciones a 2022 ▪  Se espera que Bellota Jujo:

–  Represente la concentración más alta de nitrógeno (12.1%)

–  Entregue el mayor volumen absoluto de nitrógeno (36 MMpcd)

▪  La razón por la cual no se cumplirá con la especificación de entrega al CPG Cactus es la concentración de la corriente proveniente del Activo Bellota Jujo –  Este resultado es independiente

de las medidas tomadas para remediar la situación en Samaria Luna

–  Es inviable operativamente aumentar la capacidad de la NRU contemplada en la opción B, pues no existirán insumos suficiente para la misma

Estrategia actual

Activo Macuspana Muspac Activo Bellota Jujo

Activo Samaria Luna(1)

Evaluación Económica El análisis considera tres premisas básicas

▪  El gas debe ser entregado al CPG Cactus dentro de especificación independientemente de posibles penalizaciones que tenga PGPB por recibir gas fuera de especificación(1)

▪  Las penalizaciones por entrega fuera de especificaciones que observa PGPB se pueden mitigar con el valor agregado de cada alternativa para PEP

▪  No varía el contenido de nitrógeno en las corrientes de Dos Bocas, Delta del Grijalva, Costero y Ribereño y Activo Macuspana Muspac a lo largo del horizonte de evaluación

Premisas de evaluación

Descripción

▪  Existe un compromiso (no oficial) de entrega dentro de especificación con el objetivo de no sacar de balance múltiples procesos en el CPG Cactus, más allá de los contratos existentes

▪  A pesar de que la SHCP rechazó la propuesta de PGPB para modificar y/o penalizar precios de transferencia por gas fuera de espec i f i cac ión, tomamos la perspectiva tanto de PEP como de PEMEX a nivel agregado

▪  No se está inyectando nitrógeno a los yacimientos de dichas corrientes

Racional

(1) Norma Oficial Mexicana NOM-001-SECRE-2010 FUENTE: Consulta a Corporativo respecto a precios y penalizaciones

FUENTE: Taller de análisis realizado con personal del Activo Samaria Luna, GTDH, Subgerencia de Recursos Materiales, Oficina de Control de Gestión y Gerencia de Planeación y Evaluación

Evaluación Económica Se recomienda la opción A con base en el análisis de tres conceptos que impactan el

valor de cada una de las alternativas de solución

Producción

Costos del servicio

Impacto PEP

Ahorro en multas

Opción A: Ampliar capacidad de reinyección

▪  Aceite: producción incremental por aumento en la presión del yacimiento por reinyección ▪  Gas: entrega reducida de gas

debido a que se utilizan 60 MM pcd de gas para reinyección

▪  Servicio de reinyección: compresión y reinyección de 60 MM pcd de gas con alto contenido de nitrógeno

▪  Ahorro en multas: ahorro en penalizaciones por entrega de gas dentro de especificación por parte de PGPB

Monto en VP(1) MM USD

185.6 – 195.6

259.6 – 277.3

- 30.0 – - 37.7

- 44.0

43.5 – 54.6

229.1 – 250.2

Descripción

Opción B: Instalar una NRU en Samaria Luna

▪  Aceite: no hay producción incremental por no incrementar la presión del yacimiento ▪  Gas: entrega reducida de gas

debido a que el volumen de nitrógeno recuperado por la NRU se ventea (~40 MM pcd)

▪  Servicio de recuperación de nitrógeno: instalación y operación la NRU con capacidad de 60 MM pcd

▪  Ahorro en multas: ahorro en penalizaciones por entrega de gas dentro de especificación por parte de PGPB

Monto en VP(1) MM USD Descripción

Impacto PGPB

Total PEP

Total PEMEX

- 381.6 – - 439.7

0.0

- 227.0 – - 285.1

- 154.6

41.1 – 51.6

- 340.5 – - 388.1

Evaluación Económica Se recomienda la opción de ampliar la reinyección porque agrega de 229 a 250 MM USD

en valor presente

Total PEP

Producción

Aceite

Gas

Costos del servicio

Total PEMEX

Opción A: Ampliar capacidad de reinyección

185.6 – 195.6

Monto en VP(1) MM USD

259.6 – 277.3

- 30.0 – - 37.7

- 44.0

43.5 – 54.6

Detalle

▪  Incremento en factor de recuperación: 6.1 MMb en 2013-2027 ▪ Reducción de entrega: 60 MMpcd para reinyección ▪  Incremento en factor de recuperación: 3 MMMpc en

2013-2027 – Reducción de entrega: 27 MMMpc en 2014-2017 – Aumento de entrega: 30 MMM pc en 2018-2027

▪ Valor equivalente a reinyección actual de 60 MMpcd del contrato con ENX y Valerus

▪ Ahorro por multas no incurridas al entregar gas dentro de especificación

229.1 – 250.2

Ahorro en multas(2)

(1) Calculado con una tasa de descuento de 12% anual. Precio del aceite: 100.53 a 107.39 USD/b; precio del gas: 3.6 a 4.5 USD /Mpc (2) Considera los mismos precios que la nota (1) y las penalizaciones previstas en el acuerdo de la CRE por contenido de nitrógeno, manteniendo constantes el índice Wobbe y el poder calorífico

Evaluación Económica La opción de instalar una NRU en el Activo Samaria Luna es económicamente inconveniente porque destruye valor por 341 a 388 MM USD en valor presente

(1) Calculado con una tasa de descuento de 12% anual. Precio del aceite: 100.53 a 107.39 USD/b; precio del gas: 3.6 a 4.5 USD /Mpc (2) Considera los mismos precios que la nota (1) y las penalizaciones previstas en el acuerdo de la CRE por contenido de nitrógeno, manteniendo constantes el índice Wobbe y el poder calorífico

Total PEP

Producción

Aceite

Costos del servicio

Total PEMEX

Opción B: Instalar una NRU en Samaria Luna

- 381.6 – - 439.7

Monto en VP(1) MM USD

0.0

- 227.0 – - 285.1

- 154.6

41.1 – 51.6

Detalle

▪ No hay producción incremental de aceite debido a que no se incrementa la presión en el yacimiento por reinyección ▪ Reducción en entrega: 40 MM pcd de nitrógeno que

recupera la NRU ▪ Reducción en entrega: 169 MMM pc en 2016-2027

(no aumenta factor de recuperación)

▪ Construcción y operación de NRU con base en estudios realizados por el APSL

▪ Ahorro por multas no incurridas al entregar gas dentro de especificación

- 340.5 – - 388.1

Ahorro en multas(2)

Gas

Recomendaciones

▪ En términos operativos, es más sencillo aumentar la reinyección de gas contaminado al yacimiento, pues es un servicio como el que ya opera y no implica la construcción y complicación de los procesos físicos adicionales que se requieren para la operación de la NRU ▪ En términos de contribución a la solución, ambas alternativas son similares, pues logran la entrega en

especificación hasta 2022. A partir de ese año las concentraciones de nitrógeno en el gas producido por el Activo Bellota Jujo no permitirán que la mezcla total de gas de la región cumpla con la especificación de 5% máximo

▪ En términos económicos, se tomaron en cuenta los beneficios y costos en tres conceptos: (i) producción; (ii) costo del servicio; (iii) el costo de cancelar la licitación en caso de tomar la alternativa de ampliar la reinyección de gas. Además, se tomó en cuenta el ahorro en multas por entrega fuera de especificación para PGPB. Los resultados totales del análisis económico son:

– Opción A (aumentar reinyección de gas): genera valor de 229.1 a 250.2 MM USD en valor presente

– Opción B (operación de una NRU): destruye valor de -340.5 a -388.1 MM USD en valor presente

▪ Derivado del análisis en términos operativos, contribución a la solución del problema y costo-beneficio económico la alterativa se recomienda la Opción A: Aumentar la capacidad de reinyección al yacimiento

▪ La recomendación implica la cancelación de la licitación vigente para la construcción de una NRU lo cual tomaría aproximadamente 7 semanas e involucraría actividades a cargo del Activo Samaria Luna, la Subgerencia de Recursos Materiales, la Oficina de Control de Gestión y la Subdirección de Producción de la Región Sur

Conclusiones