Recuperación secundaria - Asociación de Ingenieros Petroleros de

Autor:
Ing. Enrique Aguilar Hernández
XXVIII Jornadas Técnicas 2013
25 de Octubre de 2013
Asistente redacción:
Lic. Maribel Esponda Chacon
Establecer una metodología para
la evaluación y reactivación de
los campos maduros en base a
criterios
definidos
para
su
reactivación mediante el uso de
métodos
de
secundaria
y
recuperación
mejorada
y
la
diversificación de los sistemas
artificiales
de
producción
aplicados en campos maduros.
PAÍS
DEFINICIÓN
1. Aquellos yacimientos que se encuentran en su curva de declinación luego de haber alcanzado su
pico de producción.
Argentina
2. Aquellos yacimientos que han caído por debajo del límite económico de rentabilidad luego de
transcurridos los períodos de recuperación primaria y secundaria y requieren de un proceso de reinversión.
Colombia
Un campo pasa a la categoría de maduro cuando comienza a declinar el máximo de producción que ha
alcanzado y para mantener sus niveles se requiere aplicar métodos, como la inyección de agua que
mantenga la presión desplazando los hidrocarburos hacia los pozos, minimizando su declinación.
Ecuador
Aquellos de baja prioridad operacional o económica considerados así, por encontrarse lejanos a la
infraestructura de PETROECUADOR, por contener crudo de baja gravedad (crudo pesado), o por
necesitar técnicas de recuperación excesivamente costosas.
Referencias
Externas (2000)
Criterio
Ley Federal de
Derechos
(2007)
• Un porcentaje •
significativo de
pozos cerrados
en relación con
los pozos en
operación
Condición
del campo
•
Producción
promedio por
pozo no mayor a
300 bpced
•
Costo de
producción
mayor a
US$13.5/bpce
Límite de
producción
•
Costos y
rentabilidad
•
No es
económicamente
viable para desarrollar
La definición también
se relaciona con el
portafolio y la
capacidad económica,
técnica – o un
mandato regulatorio
STE
(2008)
SPyE
(2009)
Plan de Negocios
(2010)
•
Campos con
requerimientos
de tecnología
especializada
•
•
•
•
Bajo índice de
rentabilidad
Altos costos de
producción
Número de pozos
cerrados mayor al de
pozos en operación
Pozos sin producción pero
susceptibles de reactivar
Campos con desarrollo
diferido
•
Producción por
campo menor a
12,000 bpd
•
Producción por campo
menor a 1,000 bpced
•
Costo de
producción mayor
a US$10/bpce
Costo total mayor
a US$20/bpce
Solo es rentable
antes de
impuestos
•
Costos de producción
mayor a US$15/bpce
•
•
“Para PEMEX Exploración y Producción (PEP) un Campo
Maduro es aquel al que no se le asignan recursos suficientes
por tener bajos índices de rentabilidad, altos costos de
producción así como requerimientos de tecnología
especializada”
Producción de aceite
20%
40%
Grado de explotación
100%
TIPO DE RECUPERACIÓN
FACTOR DE RECUPERACIÓN (%)
Recuperación primaria
2 al 30
Recuperación secundaria
30 al 40
Recuperación mejorada, que puede ser o
no económica
> 40
Yacimientos de gas
70 al 80
Inyección de vapor
30 al 50
Debido a la diversidad de las características petrofísicas y complejidad entre los campos, varían considerable-mente
los factores de recuperación de aceite .
Ingresos
$
Costos de
Producción
Tiempo
Ingresos
Costos de
Producción
Factor de
Recuperación
Abandono
Características principales:
Vida de producción mayor a 30 años.
Bajos factores de recuperación.
Avanzado estado de agotamiento.
Altos porcentajes de declinación de producción.
Pozos inactivos, y los activos presentan problemas para producir.
No se han realizado nuevas perforaciones, ni reparaciones de
pozos en los últimos años, o se han realizado muy pocos.
Limitado uso de nuevas tecnologías.
Muy baja ó casi nula asignación de recursos.
Se puede determinar también un “factor de
madurez” que se define como una relación de
la producción y su producción acumulada en
diferentes años de la vida productiva del
campo.
Se calcula mediante la siguiente fórmula :
A lo largo de su historia, PEMEX ha descubierto más de 958 campos
productores de hidrocarburos.
Campos
descubiertos
418
958
540
Campos
descubiertos
Campos
Productores y no
productores
Campos
productores
Campos no
productores
El 80% de la producción fue aportada por tan sólo 28 campos, que representan
aproximadamente el 6.7 % del total de campos productores.
20%
Campos productores
Número de campos de
menor productividad
418
390
80%
Número de campos de
mayor productividad
20% de la producción
total
80% de la producción
total
28
Campos productores
*Producción 2009
Producción total*
Por otro lado, se observa una clara tendencia de declinación en la producción de
aceite (del orden del 6.7% anual), debido a que la mayoría de los principales
campos en explotación se encuentran en la etapa madura de su vida productiva .
2010 2013
* Tasa anual de crecimiento compuesta
**Indice de madurez
(Fuente: BP Statistical Review)
Recuperación Final: Producción total acumulada + reservas remanente 2P
35
30
25
20
15
10
5
0
2001
2002
2003
2004
2005
2006
CAMPOS DESCUBIERTOS
(Fuente: Anuario Estadístico 2012 PEMEX)
2007
2008
2009
2010
2011
Mmbd
4000
Mayor inversión
para mantener la
producción
3500
3000
2500
2000
1500
1000
500
Petroleo Crudo
(Fuente: Datos de SIE-SENER.)
Inversión
2016
2015
2014
2013
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
0
Canalización y producción de fluidos indeseables.
Bajas eficiencias de desplazamiento y barrido .
Baja productividad de los pozos.
Falta de presión a nivel de pozo y yacimiento.
Infraestructura sobredimensionada y cercana al
término de su vida útil.
Altos costos de producción.
SI
¿El campo es
ejecutable por PEP
(capacidad de
ejecución presupuestal
y organizacional)?
¿El campo es
rentable después
de impuestos?
SI
NO
SI
NO
PEP ejecuta el
campo
Se ejecuta el campo
con un Nuevo
Modelo de Negocio
¿El campo es
ejecutable por PEP
(capacidad de
ejecución presupuestal
y organizacional)?
SI
NO
PEP ejecuta el
campo
Se ejecuta el campo
con un Nuevo
Modelo de Negocio
¿El campo es rentable
antes de impuestos?
NO
¿El campo sería
rentable bajo la
administración de
un tercero?
SI
NO
Se ejecuta el campo
con un Nuevo
Modelo de Negocio
El campo no se
ejecuta
Los retos que se han identificado para establecer el proceso de
reactivación
de
un
campo
maduro,
se
necesitan
habilidades
especiales, como las siguientes:
 Re-interpretar datos sísmicos.
 Entender las complejas fuerzas geomecánicas que actúan en el
yacimiento.
 Realizar análisis detallados de los escenarios bajo condiciones de
incertidumbre para producir el plan que mejor se adapte a sus
objetivos.
 Identificar zonas que se han dejado de lado.
 Determinar
volúmenes
de
aceite
residual,
económicamente
recuperable.
 Sintetizar los registros petrofísicos precisos de los pozos cercanos.
 Determinar saturaciones de agua, porosidades y permeabilidades.
 Diseñar programas de perforación infill en zonas identificadas como
potenciales.…
Cont…
 Optimizar los equipos en pozos e instalaciones superficiales de
explotación.
 Establecer programas oportunos de mantenimiento a ductos e
instalaciones.
 Diversificación de los Sistemas Artificiales de Pozos
 Diseñar y aplicar programas especiales de estimulación de pozos.
 Mejorar la conductividad de las fracturas.
 Maximizar la producción desde el subsuelo a la superficie.
 Usar técnicas de perforación y terminación bajo balance.
 Reducir la producción de agua.
 Reducir los tiempos y costos de la perforación e intervención de
pozos.
 Obtener oportunamente permisos ambientales.
 Establecer plan y programas de desarrollo sustentable.
 Entre otros...
RECUPERACIÓN PRIMARIA
FLUJO NATURAL
SISTEMAS ARTIFICIALES DE PRODUCCION (SAP)
RECUPERACIÓN CONVENCIONAL
Bombeo Mecánico (BM)
Bombeo Neumático (BN)
Bombeo De Cavidades Progresivas (BCP)
Bombeo Electro Centrifugo (BEC)
Bombeo Hidráulico (BH)
Embolo Viajero
RECUPERACIÓN SECUNDARIA
DESPLAZAMIENTO
MANTENIMIENTO DE PRESIÓN
Inyección De Agua
Por Agua
Inyección De Gas
Por Gas
RECUPERACIÓN MEJORADA
RECUPERACIÓN TERCIARIA
TÉRMICOS
MISCIBLES/INMISCIBLES
Combustión In Situ
Hidrocarburos
Inyección Cíclica De Vapor
CO2
Desplazamiento De Vapor
Nitrógeno
Desplazamiento De Agua Caliente
Gas De Combustión
QUÍMICOS
Alcalinos
Polímeros
Polímeros Microbianos
Espumas
Mejorar el conocimiento del yacimiento
Empleando técnicas como sísmica y toma de registros de pozos se puede
tener una mejor idea de las características de la formación.
Ejemplo: presencia de heterogeneidades
como la presencia de fallas, capas con
diferente permeabilidad
Modelamiento total del Sistema
El análisis de redes permite encontrar
cuellos
de
botella,
mejorar
las
condiciones de operación de los equipos
(separadores,
compresores,
bombas,
etc.), y evaluar el impacto a los cambios
en la operación en los pozos como de las
instalaciones de explotación.
Análisis Nodal
Objetivos :
1. Optimizar el sistema de producción.
2. Verificar cada componente del sistema
de pozo para determinar las perdidas
de presión
Fluyentes
Diversificación de los SAP
BCP
Cambios
importantes
y
frecuentes
que
modifican considerablemente las producciones
de un pozo COMO son los sistemas artificiales:
BN
•
Instalar
o
cambiar
un
método
de
levantamiento artificial
•
Cierre de algunos de pozos con alto % de
agua
BM
APAREJO DE CAVIDADES
PROGRESIVAS
HIGHLAND
•
Selección y diseño de los SAP
•
Evaluar nuevas tecnologías
•
Cambiar los tamaños de los equipos de
SAP en superficie.
Perforación Infill
Otra
de
las
aumentar
el
técnicas
para
factor
de
recuperación de un campo es
la propuesta de perforación de
pozos intermedios (perforación
INFILL), con esta técnica se
logrará efectuar un barrido de
las zonas que potencialmente
tienen aceite.
Pozo exploratorio
Pozo Productor
Pozo Cerrado
Pozo intermedio (infill)
Inyección de Agua
La inyección de agua es el proceso por el cual el aceite es desplazado hacia
los pozos de producción por el empuje del agua. Esta técnica no es usada
en campos petroleros que tienen un empuje natural de agua.
Inyección de Gas
La inyección de gas para incrementar
la productividad de los
usualmente
definido
pozos es
como
mantenimiento de presión del campo,
en un proceso para incrementar la
recuperación de hidrocarburos puede
ser clasificado como un proyecto de
recuperación mejorada.
Inyección de Vapor
Generalmente en yacimientos con aceite extrapesado, una vez que la producción en
frío ha alcanzado su límite económico, el próximo paso es generalmente la
recuperación asistida mediante inyección de vapor. La técnica de inyección de vapor
consiste en estimular los pozos productores con inyección de vapor por ciclos para
su posterior explotación mediante la implantación de un sistema artificial.
Tiempo
Gasto de Aceite
RECOPILACION,
CLASIFICACION Y
VALIDACION
Conforme los
datos son
recolectados,
surgen nuevas
interrogantes.
ESTUDIOS
ESPECIALES
Se elaboran
estudios con los
que se visualiza
de manera mas
clara el campo.
IDENTIFICACION
DEL POTENCIAL
De acuerdo a lo
evaluado con
anterioridad se
reconoce y
valida el
potencial con el
que aun cuenta
el campo
maduro.
EVALUACION
FINANCIERA
PRELIMINAR
Se visualiza la
rentabilidad de
la reactivación.
• Área : 13.01 Km2
• Localización: A 8 km al W de la Cd. de
Villahermosa, Tabasco
• Acceso: Carretera federal VillahermosaCardenas, a la altura del Km 6+500 parte
de un camino pavimentado de 2.45 Km,
que da acceso al Campo.
• Descubrimiento: 1962
Carrizo 1, (productor aceite y gas ,
14 °API, intervalo 1464 - 1477 m)
• Pozos perforados: 43
• Mecanismo
de
recuperación primaria
producción:
• Cierre del Campo: en Diciembre de
1999; teniendo una producción de
857 bpd.
Campo
Carrizo
Concepto
Superficie
Unidad
13.01 Km2
Pozos
Pozos perforados 43
Pozos en operación 0
Campo
Carrizo
Reservas
totales
al
51.1 mmbpce
01 ENERO 2010
Tipo de HC
Aceite negro
Pesado (22 °API) y
Extra-pesado (7-12°API)
Producción actual Campo cerrado
Reforma energética :Nuevos modelos de ejecución
Modelos
geológicos
Terminaciones
•
•
•
•
•
•
Adquisición de información sísmica 3D
Caracterización estática y dinámica de las arenas
Generación de nuevas localizaciones
Definir los diseños óptimos de terminaciones
Perforación de pozos no convencionales
Optimización en los tiempos y costos de perforación
Reparaciones
mayores
• Plan de reactivación inmediata 15 oportunidades identificadas
• Definición de reentradas
SAP
• Diversificación de los sistemas artificiales
Instalaciones
• Uso de las instalaciones existentes
• Mantenimiento de las instalaciones existentes y construcción de
infraestructura para pozos nuevos
Aplicación de
tecnologías para
crudos pesados
Medición de Hcs.
Aspectos sociales
• Inyección de vapor
• Empleo del bombeo multifásico
• Definición de ubicación de interconexiones y selección de tipo de
medidores.
• Armonía con la comunidad, desarrollo sustentable
U.A.G.
Zona poblacional
AMBIENTAL
Restringida
2.37 km.
Autorizada
Lázaro Cardenas 1ª
Condicionada a Estudios de Factibilidad Ecológica
2
24
SOCIAL:
12
Sindicatos
Riesgos
Conflictividad
Muy
Alta
Alta
Media
25
Baja
Sin
Conflicto
15
7
8
1 y 1D
Condiciones
4.1
Asfaltado en buenas
condiciones
Acceso a Cia.
Schulumberguer – Arco
noreste
4.4
Terracería en malas
condiciones
Entrada a PEMEX, Agencia
de ventas
1.8
Pavimentado en condiciones
regulares
Circuito del golfo (Vhsa. arco noreste)
4.5
Libramiento arco noreste
(de circuito del golfo -
16
9
Zona poblacional
6
Tramo
Partida
Militar
13
14
Dist.
(km.)
Centro
Posible proliferación
de
3
sindicatos
2.0 km.
17 y 17D
BATERÍA
11
231-24-10 Has
Agencia
de
4
ventas 19
21 y 21D
1.78 km.
20
Zona poblacional
10
38
Schlumberger
Zona
poblacional
Zona
poblacional
SIMBOLOGÍA
(Relleno= situación operativa
Contorno: situación Legal)
= De interés / Normal
= De interés / En Juicio
= De interés / Expropiado
= Taponado / Normal
37 y 40
Ampliación
30 y 39
de
1.25 km.Zona
31
41
industrial
22
Zona 35
industrial
32
5
1.74 km.
1.21 km.
36
Anacleto Canabal 3ª
1.4 km.
Zona
poblacional
43 y 44
42
1.65km.
1.45 km.
Corredor urbano
industrial No.2
Pavimentado en buenas
condiciones
Unidad de Administración de Asuntos
Externos y Comunicación, Región Sur.
Simbología de caminos
Instalaciones
Entorno
Coordinación de Programación y Diagnósticos.
SITUACION ACTUAL
PERMISOS DE PASOS
Corredor urbano
industrial No.3
4.5 km.
Comunidades
+
Acceso a Cía. Schulumberger
Circuito del Golfo
Arco Noreste Vhsa.
Acceso a Agencia de Ventas
Área expropiada
Distancias
Zona
Responsable: Usufructuarios de caminospoblacional
de
acceso y localizaciones / Vecinos
Causa Probables: Confrontación legal /
Zona poblacional
inconformidad de intervención
Corredor urbano
23
industrial
No.1
Condicionada a POEET
5.15km.
(a Vhsa.)
Polígono Operacional
201
N
Nacajuca
Caminos Vecinales

El 70% de la producción mundial acumulada proviene de campos que cuentan con grandes reservas

Más del 48% de la producción mundial proviene de campos maduros con más de 30 años de explotación, es decir,
contienen la mitad de las reservas mundiales de crudo, sin embargo, virtualmente dos tercios del crudo en estos campos
y un tercio del gas no se recupera.

La estrategia para aumentar el FR : es realizar estudios de factibilidad para la aplicación de sistemas de recuperación
secundaria y mejorada, reingeniería de los pozos, diversificación de sistemas artificiales y la aplicación de nuevas
tecnologías en pozos e instalaciones.

Actualmente muchos de estos campos operan, utilizando la tecnología implementada en la etapa desde su desarrollo
original.

A menudo, las compañías petroleras consideran, dado el potencial limitado de los recursos, tratar campos que
proporcionen producciones viables y mayores,

Antes de tomar la decisión de cerrar o abandonar un campo, se deberá de concientizar efectuar los análisis técnicos y
económicos para evaluar la rentabilidad del campo con la reserva remanente, por supuesto incluyendo; procesos de
recuperación secundaria, mejorada, diversificación de los sistemas artificiales de producción de pozos así como la
aplicación de nuevas tecnologías en pozos e instalaciones con la finalidad de aumentar el factor de recuperación.

Con sólo recuperar el 1% del petróleo que todavía no se ha podido extraer de los yacimientos en producción desde hace
30 años, las industrias de hidrocarburos del mundo obtendrían unos 10 mil millones de barriles de crudo adicionales
(1.600 millones de metros cúbicos) equivalentes al volumen mundial de reservas.

Los futuros Líderes de la industria petrolera están aquí en México
Hay muchas oportunidades para que el
gobierno, los empresarios, trabajadores y
la población se beneficien . . .