Explotación del Complejo Cantarell:
historia, estado actual y perspectivas
Fernando Rodriguez dela Garza
Junio de 2009
Ubicación de los campos de la RMNE
460
500
540
580
620
MALOOB
BACAB LUM
2170
EK
BALAM
ZAAP
KU
TARATUNICH Kutz
IXTAL
IXTOC-1
301 101
201
CAAN
BATAB
TOLOC
POL
OCH
ABKATUN
CHUC
KAX-1
Akal
UECH
200 m.
SINAN 101A
1A
Chac
Nohoch
1 TAKIN
2130
75 km
MISON-1
2090
100 m.
KAB-101
KIX-1
YUM-2
401
2-B
50 m.
KIX-2
CIUDAD DEL
CARMEN
MAY-1
25 m.
2050
YAXCHE-1
FRONTERA
DOS BOCAS
0
30 Km
ESCALA GRAFICA
• 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 ~ [email protected]
(Gas liberado en el yacimiento se
segrega al casquete de gas)
S
N
Gas
Aceite
Agua
Descripción de Akal –Complejo Cantarell:
Cantarell = Akal + Nohoch +, Chac + Kutz + Sihil; N=35,000 MMSTB
Volumen original de aceite de Akal: 30,000 MMSTB
• 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
Akal antes del mantenimiento de presión
300
Qo
Pws AKAL
No. de pozos
Pozos con BN
Pws = 270
1,250
Presión
declinando
250
Qo = 1,017.3
200
1,000
150
141
Pws = 125.5
750
500
150
100
250
No. de pozos
en aumento
No. de pozos
con BN en
aumento
0
50
0
79 80
82
84
86
88
90
Año
92
94
96
98
Número de pozos
1,500
Pws (Kg/cm2),
Ritmo de producción de aceite, (MSTBD)
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
En 1996 inicia el Proyecto de Optimización de Cantarell, POC
2,300
Start
N2 Injection
Start Gas
Lifting
2,000
1,900
315
Qo
285
COMP:
1,800
270
Drilling
1,700
300
Number of wells
2,100
255
1,600
240
1,500
225
pws
210
1,300
195
1,200
180
1,100
165
Np
1,000
150
900
135
800
120
700
105
600
90
500
N2 injection
Operating
400
300
75
1200
60
900
45
wells
200
600
30
100
300
NG injection 15
0
0
80
82
84
86
pws, (kg/cm2)
1,400
Inj. Rate MMPCD
Qo (MBPD)
• Mantener capacidad productiva de los
pozos y reducir costos de mantenimiento.
330
2,200
Np ( X 10 MMBLS)
Objetivos
345
88
90
92
94
96
98
00
02
04
06
08
00
10
• 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
¿Cómo?
• 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
Time (Years)
¿Por que N2?
Factor de recuperación Actual/ Final:
42% / 50%
Producción acelerada de aceite el
principal beneficio del POC
• Costo: 0.36 USD/MSCF
• Fluido inerte compatible con ambiente
• Disponibilidad ilimitada
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%.
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 desarrollos10
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.
Modelos predictivos de principales procesos de EOR
T.B. Jensen, K.J. Harpole, A. Osthus, Phillips Petroleum Company
Ekofisk,
SPE 65124
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.
12
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.
Modelo Típico de Doble Porosidad
VÚGULOS
MATRIZ
FRACTURA
MATRIX
FRACTURES
Motivación
Algunos de los campos más prolíficos producen de Yacimientos vugulares
naturalmente fracturados
Matriz, fracturas y vúgulos están generalmente presentes en YNF.
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
•
•
•
•
•
R/S
Espectro de Potencia
Rugosidad-Longitud
Variograma
Wavelets
Líneas de flujo
en una red de
vúgulos
interconectados
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 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
Descargar

Main Challenges in the RMNE