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INSTITUTO TECNOLOGICO
SUPERIOR DE POZA RICA
Recuperación secundaria y mejorada
Ing. Misael González García
Recuperación Secundaria en el Activo
Integral Cantarell
Alumnos:
David Emmanuel Montiel Velázquez
Carlos Ulises Pérez Moncayo
Marco Antonio Zamora Martínez
8vo B
Poza Rica, Ver.
RECUPERACIÓN SECUNDARIA EN EL ACTIVO INTEGRAL
CANTARELL
El Complejo Cantarell es un yacimiento de petróleo mexicano, considerado
uno de los más importantes a nivel mundial, ubicándose en segundo lugar, tan
sólo superado por el Complejo Ghawar, en Arabia Saudita. La historia de esta
grandiosa riqueza natural se remonta a marzo de 1971; cuando el
pescador Rudesindo Cantarell descubrió una mancha de aceite que brotaba de las
profundidades del mar de la Sonda de Campeche. Ocho años después, comenzó
a operar el primer pozo de producción, el cual fue llamado Chac, el dios maya de
la lluvia.
Los campos que forman parte del proyecto Cantarell se localizan frente a las costas del Estado de Campeche en aguas territoriales de la Plataforma Continental del Golfo de México, entre las isobatas 40 y 50 metros, a una distancia aproximada de 80 kilómetros al Noroeste de Ciudad del Carmen, Campeche, dentro de los límites jurisdiccionales que corresponden a la Región Marina Noreste de PEMEX Exploración y Producción. El proyecto limita al Noroeste con el Activo de Producción Ku Maloob Zaap; al Oriente, con los campos del Proyecto Ek-Balam; y al Occidente, con los campos de la Región Marina Suroeste. El proyecto Cantarell está formado por los campos Akal, Chac, Ixtoc, Kambesah, Kutz, Nohoch, Sihil y Takín.
Figura 1. Ubicación del Activo Integral Cantarell, en la Región Marina Noreste
Figura 2. Ubicación de los campos del proyecto de explotación Cantarell.
Dentro de las características más importantes de este campo se encuentran:
Los tirantes de agua con los que cuenta Cantarell son menores a 100 m, por lo que es un yacimiento explotado en aguas someras,
El aceite que se produce va desde 13.7 hasta 22 ºAPI, por lo cual se localiza en la clasificación de aceite pesado,
El yacimiento es de carbonatos naturalmente fracturados y vugulares, las formaciones productoras son: Cretácico-Terciario (BTPKS), Cretácico Medio (KM), Cretácico Inferior (KI), Jurásico y Jurásico Superior Kimmeridgiano (JSK),
Los yacimientos encontrados en el complejo Cantarell son de espesor grande van desde 500 a 1000 m; algunos con alto relieve estructural (Akal-Cantarell: 2000 m),
La permeabilidad efectiva de las fracturas es de hasta 10 Darcies, la permeabilidad de matriz es menor a 5 mD,
La porosidad total es típicamente baja, se encuentra en el orden de 8 a 10%, la porosidad secundaria normalmente es el 35% de la porosidad total,
No. de pozos
con BN en aumento
No. de pozos
en 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 pozos
Pozos con BN
Rit
mo
de
pro
du
cc
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de
ac
eit
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ST
BD
)
Presióndeclinando
Pws AKAL
Pw
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Nú
me
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po
zo
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La saturación de agua irreductible oscila entre 15 - 21%,
Cuenta con mojabilidad intermedia a mojable por aceite,
El flujo en el yacimiento es dominado por fuerzas de gravedad, debido a la alta permeabilidad del Sistema de fracturas y/o los espesores grandes.
Cantarell está compuesto por los campos Akal, Nohoch, Chac, Kutz, Sihil El volume original de aceite en Cantarell era de 35,000 MMSTB, de los cuales 30,000 MMSTB pertenecían al campo Akal. AKAL ANTES DEL MANTENIMIENTO DE PRESIÓN Historia de presión-producción El primer aceite se extrajo en 1979, su densidad fue de 22 ºAPI, contaba con una presión inicial de 270 Kg/cm2, la porosidad total promedio es de 8%, saturación de agua inicial era de 21%. 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 aproximadamente 1 MMBPD perforando nuevos pozos. En 1996 se tenían 150 pozos produciendo, a un ritmo promedio de 7000 BPD, la mayoría con BN.
Gráfica 1. Historial de Presión – Producción
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)
Qo
(MB
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)
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.
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600
00
900
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Operating
wells
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Drilling
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)
PROYECTO DE OPTIMIZACIÓN DE CANTARELL, POC En 1996 debido al decremento de la presión, se inició el proyecto de Optimización de Cantarell, POC, sus objetivos principales son:
• 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 el casquete de gas e incrementar el FR.
Para lograr dichos objetivos se decidió llevar a cabo un proceso de recuperación secundaria, dicho proceso se trata del mantenimiento de presión en el yacimiento mediante la inyección de Nitrógeno, N2, se inyectan 1,200 MMSCFD a través de siete pozos (desde mayo de 2000) para producir 2 MMSTBD, además se perforaron 214 nuevos pozos de 9 plataformas y se construyeron dos centros de producción. Se decidió inyectar N2 debido a su bajo costo, 0.36 USD/MSCF, es un fluido inerte compatible con el ambiete, su disponibilidad es ilimitada ya que se encuentra en el aire común. Gracias a este proyecto se logró incrementar el factor de recuperación del 42% hasta un 50%, además, el principal beneficio del POC es su producción acelerada de aceite.
Gráfica 2. Historial de Presión Producción e Inyección de N2
La inyección de N2 ha estado operando 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 de roca. El incremental de producción obtenido en Akal durante los dos primeros años de operación del mantenimiento 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%. El Activo Cantarell fue el principal productor de petróleo crudo en México. Dentro de éste, el campo Akal aporta el 80.9 % del volumen original in-situ del Activo
Tabla 1. Región Marina Noreste. Activo Cantarell (Principales campos de acuerdo al volumen de reservas probadas)
En el caso del campo Akal, a continuación se presenta en la Gráfica 3, como ha
sido la evolución del factor de recuperación a lo largo de su historia de producción
y se observa claramente como a partir del año 2000, dicho factor aumenta
considerablemente, como producto de la perforación adicional de pozos, así como
por el efecto que tuvo la inyección de nitrógeno en el del factor de recuperación.
Gráfica 3. Evolución histórica del Factor de Recuperación para el campo
Akal.
En la siguiente gráfica se presenta cómo evolucionará el factor de recuperación, el
cual se estima que alcance 50.9 %, con la actividad que hasta ahora tiene
planeada PEMEX. Sin embargo, la misma empresa considera que aplicando otros
procesos de recuperación mejorada, se podría alcanzar hasta 60 % de
recuperación final, que es comparable a las mejores prácticas de la industria en
yacimientos con un casquete de gas secundario y sujetos a la inyección de algún
gas.
Gráfica 4. Evolución futura del Factor de Recuperación para el Campo Akal, con las actividades ya planeadas.
FUTURO DEL ACTIVO INTEGRAL CANTARELL De acuerdo a la información presentada por PEMEX, el proyecto de explotación Cantarell tiene como objetivo alcanzar una producción acumulada de 1,592.8 millones de barriles de aceite y 938.4 miles de millones de pies cúbicos de gas, en el periodo 2013-2027, con una inversión de 306,339 millones de pesos. El proyecto de explotación Cantarell contempla perforar 130 pozos de desarrollo y un pozo inyector, realizar intervenciones mayores (145 reparaciones y 8 conversiones a pozos inyectores), así como 1,476 reparaciones menores y 288 taponamientos, la construcción de 6 plataformas de producción y una de procesos, la instalación de una estructura adjunta tipo trípode y una adosada, y la construcción de 34 ductos para el transporte de fluidos. Asimismo, se instalarán equipos de separación, deshidratación y manejo de agua y aprovechamiento del gas. Se analizan distintas propuestas de las cuales a continuación se dará una breve explicación. Alternativa 1. Inyección de nitrógeno (N2) y aplicación de doble desplazamiento. Considera 161 terminaciones de pozos, 197 intervenciones mayores y 1,763 reparaciones menores, así como la construcción de una estructura tipo trípode y otra adosada, instalaciones para el proceso de mantenimiento de presión en el yacimiento Akal-JSK (Jurásico Superior Kimmeridgiano), la instalación de 7 plataformas tipo octápodo y 34 ductos para el transporte de fluidos. Se mantiene la actividad de inyección de N2 en el horizonte de análisis e incluye la aplicación del proceso de doble desplazamiento en la zona sur del campo Akal, iniciando en el año 2020.
Gráfica 5. Perfil de producción de aceite, alternativa 1
Gráfica 6. Perfil de producción de gas, alternativa 1
Tabla 2. Ingresos, Inversiones y Gastos, Alternativa 1.
Alternativa 2. Producción de líquidos del gas natural (LGN) (venteo de N2). Considera la actividad descrita en la Alternativa 1, e incluye la implementación de un proceso de aprovechamiento de gas del casquete para producción y comercialización de líquidos del gas natural, por medio del procesamiento del gas amargo, a través de un barco de procesamiento de gas; la construcción de un gasoducto; y la instalación de un módulo de compresión en la planta de Atasta
para incrementar el volumen de nitrógeno inyectado al yacimiento en 300 millones de pies cúbicos al día.
Gráfica 7. Perfil de producción de aceite, alternativa 2
Gráfica 8. Perfil de producción de gas, alternativa 2
Tabla 3. Ingresos, Inversiones y Gastos, alternativa 2.
Alternativa 3. Producción LGN con reinyección de N2. Considera las actividades descritas en la Alternativa 2 para la producción y comercialización de LGN. Sin embargo, para el aprovechamiento de gas del casquete, se plantea un proceso de reinyección del nitrógeno separado en el proceso de producción de LGN, excluyéndose las inversiones asociadas a la construcción del ducto para inyección de volúmenes adicionales de N2.
Gráfica 9. Perfil de producción de aceite, alternativa 3
Gráfica 10. Perfil de producción de gas, alternativa 3
Tabla 4. Ingresos, Inversiones y Gastos, alternativa 3 Alternativa 4. Explotación temprana del casquete de gas. Considera las actividades descritas en la Alternativa 1, e incluye la extracción adicional de hasta
900 millones de pies cúbicos al día (mmpcd) de gas del casquete del campo Akal y la instalación de un proceso de desnitrogenización del gas en instalaciones móviles costa fuera, con la reinyección del nitrógeno separado al campo y la obtención de LGN. Lo anterior requiere incrementar la capacidad de suministro de nitrógeno en un volumen equivalente a los volúmenes de gas extraído. Asimismo, incluye la perforación de 15 pozos, la construcción de una plataforma de producción, una de recolección y compresión de gas, así como ductos de interconexión para el manejo de los fluidos.
Gráfica 11. Perfil de producción de aceite, alternativa 4
Gráfica 12. Perfil de producción de gas, alternativa 4
Tabla 5. Ingresos, Inversiones y Gastos, alternativa 4
Alternativa 5. Inyección de dióxido de carbono (suministro de Estados Unidos, EUA). Considera las actividades descritas en la Alternativa 1, e incluye un proceso de recuperación mejorada por inyección de CO2 para el campo Akal y el resto de los campos que conforman el proyecto Cantarell. El suministro de dióxido de carbono (CO2) está considerado a través de la construcción de un gasoducto desde una fuente externa (estado de Texas, EUA) hasta la Región Marina Noreste, lo cual incluye unidades de recompresión y las inversiones asociadas al esquema de transporte en tierra, las inversiones a nivel de la zona marina en ductos de distribución, unidades de compresión y recuperación de CO2.
Gráfica 13. Perfil de producción de aceite, alternativa 5
Gráfica 14. Perfil de producción de gas, alternativa 5
Tabla 6. Ingresos, Inversiones y Gastos, alternativa 5 Alternativa 6. Inyección de CO2 (suministro interno). Considera la actividad descrita en la Alternativa 1, e incluye la aplicación del proceso de recuperación mejorada por inyección de CO2 y la existencia de una fuente de suministro de
dióxido de carbono ubicada en la localidad de Atasta, por lo cual se excluyen las inversiones de transporte del CO2 contemplado en la Alternativa 5.
Gráfica 15. Perfil de producción de aceite, alternativa 6
Gráfica 16. Perfil de producción de gas, alternativa 6
Tabla 7. Ingresos, Inversiones y Gastos, alternativa 6 Alternativa 7. Inyección de CO2 (fuente antropogénica). Considera la actividad descrita en la Alternativa 1 y, adicionalmente propone la inyección de CO2 en todo el Complejo Cantarell. La fuente de suministro de CO2 se obtendría del proceso antropogénico, a través de la recolección de los gases de combustión de las plantas de Atasta, refinadoras y cementeras (ubicadas en el centro del país). Los gases se convertirían a dióxido de carbono y se transportarían hacia la Región Marina, para ser distribuidos hacia el proyecto Cantarell para la inyección a los yacimientos.
Gráfica 17. Perfil de producción de aceite, alternativa 7
Gráfica 18. Perfil de producción de gas, alternativa 7
Tabla 8. Ingresos, Inversiones y Gastos, Alternativa 7. Alternativa 8. Inyección de surfactantes. Contempla la actividad descrita en la Alternativa 1, y la inyección de surfactantes en los campos Akal, Nohoch, Chac, Ixtoc, Sihil y Kutz. Se considera una fuente de suministro ubicada en la localidad de Atasta, desde donde se enviaría el surfactante diluido con agua, a través de un sistema de ductos a construir.
Gráfica 19. Perfil de producción de aceite, alternativa 8
Gráfica 20. Perfil de producción de gas, alternativa 8 Tabla 9. Ingresos, Inversiones y Gastos, Alternativa 8.
Gráfica 21. Perfil de producción de aceite, 8 alternativas (P50)
Gráfica 22. Perfil de producción de gas, 8 alternativas (P50)
CONCLUSIÓN
El proyecto Cantarell fue uno de los campos más importantes en los inicios de su
puesta en producción, colocando de esta manera a México en uno de los países
más productores de aceite. Sin embargo, conforme pasaban los años, la
producción se vio afectada por la fuerte declinación de presión en yacimiento que
presentaron los pozos productores de aceite.
Estudios realizados a la zona se inclinaron a que una inyección de nitrógeno
debido a su bajo costo, siendo un fluido inerte y con gran disponibilidad. Esto
mejoraría la producción y como consecuencia nos daría un factor de recuperación
más alto. Y funciono arrojando resultados esperados, pero no por mucho tiempo.
Actualmente se cuenta con una etapa de producción de mayor dificultad puesto que Cantarell cuenta con un aceite clasificado como pesado y el espesor de columna se ha reducido, adicionado a esto se han presentado conificaciones de gas y agua en pozos productores como respuesta de la inyección de nitrógeno (N2). Cantarell es un reto a vencer para el personal que se dedica a laborar en la industria petrolera debido a las condiciones que presenta a nivel de yacimiento. Pero México como país, necesita que este proyecto genere un ingreso nuevamente que pueda contrarrestar en parte el gran impacto que está viviendo en su economía.
BIBLIOGRAFÍA
Dictamen Técnico del Proyecto de Explotación Cantarell (Modificación Sustantiva), Comisión Nacional de Hidrocarburos, Julio 2013. Documento Técnico 1 (DT–1) Factores De Recuperación De Aceite Y Gas En México, Comisión Nacional de Hidrocarburos, 4 de Junio de 2010.
