Explotación del Complejo Cantarell: historia, estado actual y perspectivas

1. Explotación del Complejo Cantarell: historia, estado actual y perspectivas • Fernando Rodriguez dela Garza • Junio de 2009

2. Kutz Akal Chac Nohoch Ubicación de los campos de la RMNE 460 500 540 580 620 MALOOB 2170 BACAB LUM EK ZAAP KU BALAM TARATUNICH IXTAL IXTOC-1 101 301 TAKIN 201 1 CAAN BATAB 2130 TOLOC POL OCH ABKATUN CHUC KAX-1 75 km UECH 200 m. SINAN 101A 1A MISON-1 2090 100 m. KAB-101 KIX-1 YUM-2 KIX-2 CIUDAD DEL CARMEN 401 2-B 50 m. MAY-1 25 m. 2050 YAXCHE-1 FRONTERA 30 Km 0 DOS BOCAS ESCALA GRAFICA • Tirantes de agua: <100 m • Aceites: 13.7-22 °API

3. Características de los campos de la RMNE • Producen de yacimientoscarbonatadosnaturalmentefracturados y vugulares • Formacionesproductoras: BTPKS, KM, KI, JSK • Yacimientos de espesorgrande: 500-1000 m; algunos con alto relieve estructural (Akal-Cantarell: 2000 m) • Permeabilidadefectiva del fracturashasta 10 Darcies • Permeabilidad de matriz < 5 mD • Porosidad total: típicamentebaja, 8 a 10% • Porosidadsecundaría: típicamente 35% de la porosidad total • Saturación de agua irreducible: 15-21% • Mojabilidadintermedia a mojableporaceite

4. 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) S N Gas Aceite Agua CRETACEOUS J.S.KIMMER.

5. 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 • Presióninicial: 270 Kg/cm2 • Porosidad total promedio: 8% • Saturación de aguainicial: 21% • Permeabilidadefectiva de fracturas: 2-10 Darcy • Permeabilidad de matriz: < 5 mD • Espesor del yacimiento: 1,000 m • Relieve estructural: 2,000 m

6. 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

7. Campo Akal- Complejo Cantarell En 1996 inicia el Proyecto de Optimización de Cantarell, POC Objetivos • 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 ¿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 ¿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

8. 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!!!

9. 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%.

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 desarrollos nuevos

11. 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.

12. 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.

13. 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.

14. 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.

15. Modelo Típico de Doble Porosidad MATRIZ FRACTURA FRACTURES MATRIX VÚGULOS

16. M o t i v a c i ó n Algunos de los campos más prolíficosproducen de Yacimientosvugularesnaturalmentefracturados Matriz, fracturas y vúgulos están generalmente presentes en YNF.

17. 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

18. 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

19. 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

20. 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 aceitedepende de la manera de operar los pozos y no se espera sea alteradapor el piloto. • Medición de Sor en formaciones de baja porosidad

21. Influencia de fracturas y vúgulos en EOR

22. 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

23. 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