Retos_Tecnologicos en YNF - Control de Agua y Gas.
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11 de junio de 201011 de junio de 2010 Ciudad Universitaria, MCiudad Universitaria, M ééxico, D.F.xico, D.F.
Fernando RodrFernando Rodrííguez de la Garzaguez de la Garza
Gerencia de Proyectos de ExplotaciGerencia de Proyectos de Explotacióón Marina Noresten Marina NoresteSubdirecciSubdireccióón Tn Téécnica de Explotacicnica de Explotacióónn
Seminario de Modelación Matemática y Computacional
Instituto de Geofísica
Seminario de Modelación Matemática y Computacional
Instituto de Geofísica
Retos TecnolRetos Tecnol óógicos en la Explotacigicos en la Explotaci óón de los n de los Yacimientos Naturalmente Fracturados de la Yacimientos Naturalmente Fracturados de la
Sonda de Campeche: RMNESonda de Campeche: RMNE
•• AntecedentesAntecedentes
•• Rasgos y comportamiento tRasgos y comportamiento tíípicopico
•• Retos tecnolRetos tecnolóógicos de la explotacigicos de la explotacióónn
•• ConclusionesConclusiones
ContenidoContenido
Importancia de los YNF para MéxicoImportancia de los YNF para México
Producción de aceite de México en 2009: 2.6 MMSTBDProducción de aceite de México en 2009: 2.6 MMSTBD
RMNE55%RMSO
21%
RS20%
RN4%
Crude Oil Production of Mexico in 20092.6 MMSTBD
94%
6%
YNF Cuenca del Sureste
4
201
101
601
BAKSHA
KAYAB NUMAN
POHP-1
OCH
ACANUN
AJAL
LUCH
MANIK
CHE
CHUKUASIKIL
SINAN
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BOLONTIKU
KAB YUM
YUM
KIX
CD. DEL CARMEN
FRONTERA
DOS BOCAS
MALOOB
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LAGUNA DE TERMINO
AYIN
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KAY
FOS
A
MA
CU
SP
AN
A
450000 460000 470000 480 000 490000 500 000 510 000 520000 530000 540000 550000 560000 570000 580 000 590000 600000 610000 620000 630000 640000 650000 660000
2,210 000
2,200 000
2,190 000
2180 000
2,170 000
2,160 000
2,150 000
2,140 000
2,130 000
2,120 000
2110 000
2,100 000
2,090 000
2,080 000
2,070 000
2,060 000
2,050 000
30 m40 m
50 m
75 m
100 m
200 m
300 m
10 m
20 m
400 m500 m
Aceite Pesado
Aceite Ligero
REGIREGIÓÓN MARINA N MARINA SUROESTESUROESTE
REGION MARINA REGION MARINA NORESTENORESTE
ZAZIL-HA
NAB
EK
BALAM
Cantarell Asset
Ku-Maloob-Zaap Asset
BAHÍA DE CAMPECHE
GOLFO DE MEXICO
Aceites extra pesados
22 °API
6 °API
Aceites pesados
Formacio nes productorasCretácico y Jurásico Calizas-dolomitizadas, Altamente fracturadas y
vugulares
Campos de la Sonda de Campeche
Agua
Aceite
Gas Drene gravitacional de aceite
Imbibición de agua (limitada)
ØT 8 – 12% (M: 70%; F: 30% o más)
Kf 2 - 8 Darcies
Km < 5 mD
Espesor/Relieve 1000 m / 2100 m in Akal700 m in KMZ
Roca de mojabilidad mixta a mojable por aceite
Características de los campos
Campo Akal - Cantarell
• Mantener la capacidad de producción de los pozos y reducir costos de mantenimiento
• Parar entrada de agua al yacimiento para favorecer el drene gravitacional en casquete para mejorar FR: + 2.3 BSTB
Proyecto Opt. de Cantarell, 1997
• Mnto. de presión mediante iny. de N2: 1,200 MMSCFD a través de 7 pozos (desde mayo 2000) con 2 MMSTBD
• 214 pozos nuevos de 9 plataformas nuevas y conductores existentes
• Construcción de dos centros de producción • Adquisición de FSO
Cantarell = Akal + Nohoch +, Chac + Kutz + Sihil: 35,000 MMSTB OOIP
¿ Porqué N2?• 0.36 USD/MSCF• Fluido inherte, sin efectos nocivos al
yacim.• Disponibilidad ilimitada
FR Actual / esperado: 41% / 50%
Producción acelerada el ppal beneficio
1 9 8 3 8 4 8 5 8 6 8 7 8 8 8 9 9 0 9 1 9 2 9 3 9 4 9 5 9 6 9 7 9 8 9 9 2 0 0 0 0 1 0 2 0 3 0 4 0 5 0 6 0 7 0 8 0 90
40000
80000
120000
160000
Qo
( bl
/d )
100
150
200
250
300
Pre
sió
n (
kg/c
m2
)
0
10
20
30
40
50
Poz
os P
rodu
ctor
es
Date
1981 82 83 84 85 8 6 87 88 8 9 90 9 1 92 93 9 4 95 9 6 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 090
80000
160000
240000
320000
400000
Qo
( bl
/d )
60
120
180
240
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360
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0
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60
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1 9 9 0 9 1 9 2 9 3 9 4 9 5 9 6 9 7 9 8 9 9 2 0 0 0 0 1 0 2 0 3 0 4 0 5 0 6 0 7 0 8 0 90
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10
20
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40
Poz
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ctor
es
Date
Zaap (13°API)
Ku (21°API)
Maloob (13°API)
Campos Ku-Maloob-Zaap
• Aumentar producción de aceite de 300 a 850 MSTBD (550/13°API y 300/21°API)
• Mnto de presión con inyecc. de N2 (inició recientemente)
Estrategia de comercialización
• Mezclado del aceite pesado con ligero de RMSO: Corto plazo
• Mejoramiento de calidad del aceite pesado con procesado: largo plazo
Proyecto de optimización, 2004
• 139 pozos nuevos
• 63 ductos
(350 km)
• 29 plataformas:18 perforación
5 proceso5 Habitacionales1 telecom
• 1 FPSO
Formaciones Cretácicas: 15,000 MMSTB OOIPLos campos comparten un acuífero común
Campeche Oriente: Crudo Extrapesado
Zaap
Maloob
Tunich-101
Numan-1
Yaxiltun-1
Kanche-1
Bok-1
Lem-1
Ku
Nab-1
Baksha-1Pit-1
DL2DL1
DL2
.
Ayatsil-1
DL 1
Kayab-1
Tson-1
DL 1
DL1
DL 1
DL-1
Pohp-1
DL 3DL1
DL2
•500m
•100m
FPSO Lum-DL2
Tekel-1
�Área total (Km2) 223.3�°API 6 to 12�Viscosidad @ cy (cp) 26 to 2,437�Temperatura (°C) 71 to 118�Tirantes de agua (m) 100 to 681
Ubicación: 110 -135 Km NO de Carmen
Descubiertos en 2004
Carbonatos naturalmente fracturados del Cretácico y Jurásico
•• AntecedentesAntecedentes
•• Rasgos y comportamiento tRasgos y comportamiento tíípico de los campospico de los campos
•• Retos tecnolRetos tecnolóógicos de la explotacigicos de la explotacióón n
•• ConclusionesConclusiones
ContenidoContenido
Rasgos de los yacimientos e impacto
Espesor y/o relieve estructural grandes
• Fujo en fracturas dominado por gravedad : Fases o-g-w segregadas.
• Métodos de RSyMA deben aplicarse en condiciones de flujo segregado
• El aceite liberado por la matriz en casquete de gas y zona de agua se segrega a la columna de aceite
• RGA de los pozos = Rs @ pwf
Permeabilidad alta en el sistema de porosidad secundaria
Porosidad total: 6 -12%
30% o más en fracturas y vúgulos
Alta capacidad de almacenamiento y de flujo en fracturas y vúgulos
La Kf de formaciones Cretácicas disminuye con la profundidad
Indices de productividad:
PIKS > PIKM > PIKI
El drene gravitacional de aceite en casquete de gas más eficiente que la imbibición en zona invadida de agua
Sorg < Sorw
Mantenimiento de presión por inyección de gas más eficiente que por agua
Rasgo Impacto en el yacimiento
Períodos típicos de producción
Producción dominada por el sistema de fracturas, de alta permeabilidad
– Espesores grandes en columna de aceite
– Problemas de conificación y/o canalización de gas y agua se resuelven terminando los pozos en posiciones suficientemente alejadas de los contactos agua-aceite y gas-aceite
– Los campos pueden producirse a gastos de aceite relativamente altos
Producción dominada por la matriz, de baja permeabilidad
– Ritmos de producción relativamente bajos, sostenidos en el tiempo
– La producción total de aceite del campo no deberá exceder el ritmo de transferencia de aceite de matriz a fracturas
– Columna reducida de aceite: Debe mantenerse con espesor “operable”para minimizar problemas de conificación y canalización
– Los gastos de producción de aceite de los pozos deben administrarse para minimizar problemas de conificación y canalización de gas y agua
TTrraannssiicciióónn
Período I: Aceite fácilPerPerííodo I: Aceite odo I: Aceite ffáácilcil
Período II: Aceite difícilPerPerííodo II: Aceite difodo II: Aceite dif íícilcil
•• AntecedentesAntecedentes
•• Rasgos y comportamiento tRasgos y comportamiento tíípico de los campospico de los campos
•• Retos tecnolRetos tecnolóógicos de la explotacigicos de la explotacióónn
•• ConclusionesConclusiones
ContenidoContenido
Retos tecnológicos
• Tecnologías de caracterización estática, dinámica y de modelado de YNF para estudiar y definir adecuadamente los planes de desarrollo y explotación de los campos.
• Tecnologías para desarrollar y explotar eficientemente los campos.
Se pueden resumir en dos grandes categorías:Se pueden resumir en dos grandes categorías:
Caracterización Estática:
• Desarrollar técnicas para integrar datos e información de porosidad secundaria obtenidas de diversas fuentes y escalas, para la generación del modelo de fracturas de un YNF que se requiere en la simulación numérica de yacimientos.
•Mejorar técnicas para discriminar y evaluar porosidad primaria y secundaria (…fracturas + vúgulos)
Retos tecnológicos
Caracterización y modelado de yacimientos
Caracterización Dinámica:
• Caracterizar adecuadamente los procesos de flujo y transferencia de fluidos matriz-fracturas en las zonas invadidas por el casquete de gas y acuífero (…preferentemente a través de mediciones in-situ)
• Caracterizar el flujo multifásico en las diferentes escalas (relevantes) de porosidad secundaria (…fracturas + vúgulos)
• Desarrollar herramientas para la medición de presión (pruebas de pozos) en ambientes de alta presión y temperatura
Retos tecnológicos
Caracterización y modelado de yacimientos
Simulación Numérica de Yacimientos:
• Modelar adecuadamente los procesos de flujo y transferencia de fluidos matriz-fracturas (…porosidad secundaria) y matriz-matriz
• Modelar el flujo en las varias escalas relevantes de porosidad secundaria
• Representar de manera práctica las fallas conductivas en la simulación numérica de yacimientos
Retos tecnológicos
Caracterización y modelado de yacimientos
En YNF con flujo dominado por gravedad, su explotación se vuelve un reto a medida que la columna de aceite se reduce, debido a la potencial conificación y canalización de gas y agua hacia los pozos. La optimización de la explotación requiere:
• Pozos con diseños adecuados: Alto ángulo, intervalos selectivos, dispositivos de control de flujo, etc.
• Control de los ritmos de producción de aceite de los pozos
• Monitoreo de los ritmos de producción de gas y agua
• Monitoreo de los contactos, g-o y w-o
Retos tecnológicos: Desarrollo y explotación
El desarrollo y explotación de campos de crudo extra pesado representa nuevos retos:
• El fuerte contraste de viscosidades entre aceite y agua conlleva una mayor tendencia a provocar problemas de conificación de agua• Tecnología especializada de perforación y terminación de pozos• Impone restricciones en la operación de pozos• Procesamiento primario de la producción de los pozos (separación de aceite y agua) se dificulta • Aseguramiento de flujo en los sistemas de producción debe garantizarse• Adicionalmente, la comercialización de crudo requiere del mejoramiento de su calidad
Retos tecnológicos: Desarrollo y explotación
• La aplicación de procesos de RMA en YNF con flujo dominado por gravedad, para recuperar el aceite remanente en zonas invadidas por gas : Akal, Ku, Abkatún, Nohoch, Chac , etc.
• El fluido de RMA se inyecta en fracturas y el aceite remanente se encuentra en la matriz: se requiere generar mecanismo de transferencia m-f
• Diferencia de densidades entre el fluido inyectado y el gas o agua existente en fracturas tiende a segregar al primero: Se requiere agente de control de movilidad para una invasión eficiente
• La implementación y evaluación de pruebas piloto
• El aceite de RMA está en matriz, en zonas invadidas por gas y agua: El aceite liberado se segrega a la columna de aceite
• El aceite liberado durante el piloto no producirá cambios notorios en espesor de la columna de aceite
• Los beneficios del piloto no pueden medirse por el incremento en el ritmo de producción de aceite de los pozos: qo depende de condiciones de operación
Retos tecnológicos: Desarrollo y explotación
•• AntecedentesAntecedentes
•• Rasgos y comportamiento tRasgos y comportamiento tíípicopico
•• Retos tecnolRetos tecnolóógico de la explotacigico de la explotacióónn
•• ConclusionesConclusiones
ContenidoContenido
Conclusiones
1. Los yacimientos carbonatados naturalmente fracturados de la Sonda de Campeche poseen rasgos característicos que los hacen únicos: Espesores/relieves estructurales grandes, alta capacidad de almacenamiento y flujo en porosidad secundaria
2. Se requiere avanzar las tecnologías de caracterización dinámica y estática y de modelado de yacimientos para genera modelos mas certeros para guiar la toma de decisiones
3. Uno de los grandes retos de PEP es la aplicación de PRM para incrementar la recuperación de aceite de sus YNF.Por sus características, la experiencia internacional es limitada por lo que es necesario impulsar programas de
Conclusiones
4. El desarrollo y explotación de los campos de aceite extra pesado de Campeche Oriente impone nuevos retos tecnológicos a PEMEX en aspectos de perforación, terminación y operación pozos, así como en el procesamiento primario, manejo , transporte y comercialización de crudo
5. PEMEX E&P requiere asociarse con centros de investigación para desarrollar las tecnologías requeridas para vencer tales retos. Se reconoce que existe un gran potencial en la UNAM para apoyar a PEP en tales retos.