83086336-Activo-Integral-Bellota-Jujo

UNIVERSIDAD VERACRUZANA
CAMPUS COATZACOALCOS
FACULTAD DE CIENCIAS QUÍMICAS
INGENIERÍA PETROLERA
SECCIÓN 501
EXPERIENCIA EDUCATIVA:
Administración de Proyectos de Explotación
FACILITADOR:
Dr. Luis Felipe Sánchez Díaz
TEMA:
Activo Integral Bellota – Jujo
INTEGRANTES DEL EQUIPO:
Córdova López Fernando
Rosas Santiago Mariela
Santiago Fernández Jesús Juan
COATZACOALCOS, VERACRUZ; 09 DE NOVIEMBRE DE 2011
Ubicación geográfica y en cuenca geológica del Activo Integral Bellota– Jujo
La sede del Activo Integral Bellota-Jujo se localiza en la ciudad de Comalcalco a 30
Km de Villahermosa, Tabasco, los campos se ubican en los municipios de
Comalcalco, Paraíso, Jalpa de Méndez, Nacajuca, Cunduacán, Cárdenas y
Huimanguillo. (Ver Fig. 1)
Fig.1. Ubicación geográfica del Activo Integral Bellota – Jujo.
El activo integral Bellota-Jujo se localiza principalmente en el Área Mesozoica
Chiapas-Tabasco que fue descubierta en 1972 con la perforación de los pozos
Cactus-1 y Sitio Grande-1, productores en rocas del Cretácico Superior y del
Cretácico Medio, respectivamente.
El área representa la mayor riqueza petrolera del sureste de México, por la calidad
de su hidrocarburo y por los campos gigantes que en ella se han descubierto.
El Área Mesozoica Chiapas-Tabasco (ver Fig. 3), se ubica en los estados de Chiapas
y Tabasco, cubre una superficie de 23 400 Km2. Fisiográficamente constituye la
planicie aluvial de la Sierra de Chiapas, y geológicamente el Cinturón Plegado
Reforma – Akal en su porción central - norte, al oriente se ubica la Subcuenca de
Macuspana al Este-noreste la de Comalcalco, con la Sierra de Chiapas al Sur y al
Norte con el Golfo de México (ver Fig. 2).
Fig. 2. Principales cuencas terciarias del sureste de México, sobreyacen discordantemente al
Mesozoico.
Fig.3. Área Mesozoica Chiapas-Tabasco.
Estratigrafía del área
La apertura del Golfo de México y la zona de subducción de la Placa de Cocos y del
Caribe; han interactuado y regido los principales eventos tectónico-sedimentarios que
han controlado la estratigrafía del sureste de México. El basamento propuesto para el
área se define como un elemento de composición granítica, y que aflora al sur del
área, se conoce como Macizo granítico de Chiapas, su edad es del Pérmico–
Carbonífero.
El primer registro de sedimentación es en el Calloviano, se presentan las primeras
invasiones marinas en el área, se desarrollan depósitos evaporíticos. Estos depósitos
salinos tienen gran desarrollo en el Golfo de México.
El Oxfordiano se caracteriza por depósitos restringidos, constituidos por mudstone de
color negro, con presencia de pirita framboidal indicativa de condiciones anóxicas,
que paulatinamente evolucionan a una plataforma interna más oxigenada, en
medios ambientes de intermarea y supramarea, los sedimentos se caracterizan por
mostrar secuencias evaporíticas con intercalaciones de carpetas de algas.
Durante el Kimmeridgiano, en el área predominan condiciones de plataforma
carbonatada con desarrollos de bancos oolíticos, caracterizados por la presencia de
packestone y grainstone de pelets, oolitas, bioclastos e intraclastos, los procesos
diagenéticos posteriores presentan la actual roca del Kimmeridgiano definida como
una dolomía microcristalina, que hacia la cima intercala con un mudstone
dolomitizado de color gris oscuro finamente laminado.
Durante el Tithoniano se inundó la plataforma y se depositaron rocas de cuenca con
fuerte aporte terrígeno, mudstone arcilloso, gris oscuro a negro, ligeramente
dolomitizado con intercalaciones de lutitas calcáreas oscuras con radiolarios y
saccocomas, estas condiciones continuaron hasta gran parte del Cretácico Inferior,
durante este tiempo al sur del área, da inicio el desarrollo de una plataforma aislada,
conocida como Artesa-Mundo Nuevo que prevaleció por lo menos hasta el Cretácico
Superior, esta plataforma evoluciona al norte a facies de mar abierto depositándose
principalmente calizas arcillosas, con bandas de pedernal y margosas.
A finales del Cretácico Superior la plataforma es ahogada depositándose solo
sedimentos de cuenca con importante aporte de terrígenos, estas condiciones
prevalecieron hasta el fin del Cretácico. El Paleógeno es discordante con las rocas
mesozoicas en gran parte del área, se caracteriza por depósitos turbidíticos en facies
de plataforma externa.
El Neógeno está en discordancia paralela y está representado por lutitas y limonitas.
Durante el Mioceno Medio ocurren depósitos de flujos turbidíticos donde se lleva a
cabo el depósito de lutitas, areniscas y flujos conglomeráticos.
Roca generadora, almacenadora y sello
Los principales sistemas generadores del área son el Tithoniano y el Cretácico
Inferior, aunque este último su área de acción es muy restringida.
El Tithoniano es el más importante, son calizas arcillosas depositadas en una cuenca
carbonatada anóxica de alto contenido orgánico, de un kerógeno de tipo II cuya
generación principal es de hidrocarburos líquidos.
La roca almacenadora la constituye principalmente las dolomías fracturadas
distribuidas en el Kimmeridgiano, Tithoniano y Cretácico Inferior. Las de edad
correspondiente al Tithoniano presentan fracturamiento menor al del Kimmeridgiano,
sin embargo su permeabilidad es muy buena.
La roca sello está constituida por rocas arcillosas del Cretácico tardío y las lutitas del
Terciario. Hacia la parte inferior de la secuencia sedimentaria, las evaporitas del
Oxfordiano constituyen el sello. En la parte especifica de los yacimientos de interés,
las zonas del campo Cárdenas donde las columnas del Cretácico Inferior y Jurásico
Superior no alcanzaron el grado de dolomitización y fracturamiento suficientes para
permitir el llenado y acumulación de hidrocarburos, constituyen sello local para las
acumulaciones del campo.
Fig. 3. Columna estratigráfica del área Mesozoica Chiapas – Tabasco.
Número de campos, pozos e instalaciones
La Tabla 1 muestra el número de campos y pozos en el activo integral Bellota - Jujo.
La Fig. 4 muestra los campos que conforman al Activo Integral Bellota – Jujo. El
número de instalaciones que posee el activo para el procesamiento de los
hidrocarburos obtenidos se presenta en la Tabla 2.
Número de campos
26
Pozos
1 002
Operando
178
Inyectores
21
Cerrados
142
Taponados
550
Programados para taponar
111
Tabla 1. Número de campos y pozos.
Instalaciones
23
Baterías de separación
12
Estaciones de compresión
9
Planta deshidratadora
2
Tabla 2. Número de instalaciones usadas para el procesamiento de los hidrocarburos
producidos.
Fig. 4. Campos que componen al Activo Integral Bellota – Jujo.
Producción
Los principales campos del activo están localizados geológicamente en la cuenca
Mesozoica de Chiapas-Tabasco (Fig. 1), y son productores de aceite volátil (18%) así
como de aceite ligero (82%).
Tabla 3. Principales características de la roca almacenadora para los campos productores en
areniscas del Terciario.
Con respecto a los activos integrales, los principales productores de hidrocarburos
fueron Samaria-Luna y Bellota-Jujo, con 41% y 27% del total, respectivamente.
El primero alcanzó la mayor producción de hidrocarburos, con 127.26 millones de
barriles de petróleo crudo equivalente, y el menor costo unitario (3.31 USD/bpce) de
PEP Región Sur. En la siguiente gráfica se muestra de manera histórica la
producción total de petróleo en miles de barriles diarios en el activo integral Bellota –
Jujo, en lo que va del año 2000 al 2010.
Miles de barriles diarios
Producción de petróleo crudo en el AIBJ
250
200
150
100
50
0
215.9
2000
197.1 201.8 195.4 212.3
224
2001
2005
2002
2003
2004
219.1
2006
190
174.8 172.2 160.2
2007
2008
2009
2010
Año
Gráfica 1. Producción de petróleo crudo en el activo integral Bellota – Jujo, en el periodo de
2000 a 2010.
La Tabla 4 muestra el costo total de producción y el de un barril de petróleo crudo
equivalente para los principales activos que conforman a la Región Sur.
Costo
MM$
Activos Integrales
Bellota-Jujo
Cinco Presidentes
Macuspana
Muspac
Samaria-Luna
Total
Costo de
producción
(USD/bcpe)
$7.05
$7.68
$3.40
$5.51
$3.31
$4.98
Producción
Mmbpce
$7,982.90
$2,712.54
$1,545.22
$2,855.02
$5,695.99
$20,791.69
83.85
26.12
33.61
38.36
127.27
309.2
Tipo de cambio
$13.315 por USD
Tabla 4. Costo de producción en dólares.
Factores de recuperación por activo en campos de aceite
A nivel de activos, se observa que de los campos de aceite, Abkatún-Pol-Chuc de la
Región Marina Suroeste, es el que cuenta con el mayor factor de recuperación con
37.5%, le siguen Cantarell con el 35.2%, Bellota-Jujo con el 24.7%, Cinco
Presidentes con el 24.4%, Samaria-Luna con 23.7% y Muspac con 22.8%. Los
demás campos presentan factores de recuperación menores al 20% (ver Gráfica
2).
En Tabla 5 se muestran los principales factores de recuperación de hidrocarburos
para los 10 principales campos del Activo Integral Bellota – Jujo.
Factores de recuperación para campos de aceite por activo
0.1
Macuspana
7.3
9
Litoral de Tabasco
9.7
15.7
Poza Rica-Altamira
19.3
22.8
23.7
24.4
24.7
Samaria-Luna
Bellota Jujo
35.2
Abkatún-Pol-Chuc
37.5
0
5
10
15
20
25
30
35
%
Gráfica 2. Factores de recuperación para campos de aceite por activo integral.
40
Tipo
Campo
Gas/Aceite
(1)
Reservas
Factor de recuperación
Probadas Probables Posibles al 1 de enero de 2009 Último
mmbpce mmbpce mmbpce
%
%
JujoCrudo
796.2
5.9
5.9
29
43.8
Tecominoacán
Cárdenas
Crudo
71.9
0
0
33.1
36.4
Puerto Ceiba
Crudo
69.1
13.9
0
12.2
17.8
Mora
Crudo
68.4
0
0
29.1
39.3
Bellota
Crudo
59.4
0
0
32.8
38.3
Edén-Jolote
Crudo
57.1
0
0
38.1
46
Paredón
Crudo
40.3
9.2
0
27.2
31.2
Yagual
Crudo
27.8
9.5
0
19.2
34.1
Chinchorro
Crudo
26.9
15.8
0
20.3
30
Santuario
Crudo
25.8
0
0
21.2
30.6
Tabla 5. Factores de recuperación para los 10 principales campos, de un total de 29, del activo
(1)
integral Bellota – Jujo.
No incluye condensado.
Métodos de producción
Debido al depresionamiento natural de los yacimientos, la producción de los pozos
disminuye gradual o bruscamente dependiendo del tipo de fluidos y el ritmo de
extracción, es por eso importante contar con la infraestructura superficial para no ver
interrumpida la extracción de los hidrocarburos.
Para los campos del proyecto Bellota que no cuentan con un sistema de
mantenimiento de presión es necesario implementar un sistema artificial para
continuar con la explotación de los pozos y las alternativas analizadas fueron:
Se cuenta con Bombeo Neumático en los campos Mora, Bellota y Edén con red de
BN y se pueden profundizar los puntos de inyección utilizando tubería flexible (TF), y
en los campos Chinchorro, Palangre, Yagual y Jolote también se utiliza el bombeo
neumático autoabastecido, que toma el gas del mismo que produce el pozo.
Respecto a los pozos a perforar se consideran pozos verticales y desviados.
Respecto a la exploración la adquisición sísmica tridimensional permitirá la
visualización de nuevas oportunidades hacia las porciones noreste y noroeste del
área donde se han postulado la continuidad de trenes estructurales productores en
los vecinos activos Samaria-Luna y Cinco Presidentes.
El Activo Integral Bellota Jujo se ha dividido en 4 Proyectos integrales. Dichos
proyectos integrales se detallan a continuación y las acciones y métodos de
recuperación que se han implementado en ellos, con la finalidad de mejorar y
aumentar la producción de petróleo.
a) Proyecto Integral Bellota – Chinchorro
Disminuir la declinación de la producción del crudo de los campos Bellota,
Chinchorro, Chipilín, Edén, Jolote, Mora, Palangre, Yagual, Cobra y Paché, mediante
la perforación de pozos de desarrollo y mantenimiento de pozos, en la componente
de explotación para obtener 175 millones de barriles de crudo y 340 mil millones de
pies cúbicos de gas en el periodo 2009-2022. Así como la incorporación de reservas
de aceite ligero, superligero y gas en un periodo de cinco años, principalmente en
rocas carbonatadas del Mesozoico y en sedimentos Terciarios, en su componente
exploratoria.
Inversión total estimada para el periodo 2009-2022 (millones de pesos): $29,530
b) Proyecto Integral Cárdenas
Explotar las reservas de hidrocarburos de los yacimientos en las formaciones de
edad Cretácico y Jurásico que integran el campo Cárdenas, mediante la perforación
y reparación de pozos, optimización de los sistemas artificiales, mantenimiento y
adecuación de las instalaciones de producción para obtener 41 millones de barriles
de crudo y 81 mil millones de pies cúbicos de gas en el horizonte 2009 – 2021.
Inversión total estimada para el periodo 2009-2021 (millones de pesos): $5,675
c) Proyecto Integral El Golpe – Puerto Ceiba
Maximizar el valor económico de las reservas de los campos que lo integran a través
de actividades que permitan optimizar la explotación de la producción mediante la
perforación de pozos, mejorando las instalaciones existentes para el manejo de la
producción, además de incorporar volúmenes de reservas de aceite ligero y gas
asociado, tanto de sedimentos Terciarios como Mesozoicos, dentro de un marco de
respeto al medio ambiente.
Inversión total estimada para el periodo 2009-2023 (millones de pesos): $30,562
d) Proyecto Integral Jujo – Tecominoacán
Maximizar el valor económico de los yacimientos que componen este proyecto con
una aplicación eficiente de los recursos de inversión en la perforación de pozos,
reparaciones mayores, conversiones a sistemas artificiales, así como todas las obras
complementarias superficiales para el manejo de la producción. Con lo anterior se
obtendrá una producción de 395 millones barriles de crudo y 503 mil millones de pies
cúbicos de gas en el periodo 2009 – 2023.
Inversión total estimada para el periodo 2009-2023 (millones de pesos): $35,127
Para el Proyecto Integral Jujo – Tecominoacán se contempló la inyección inmiscible
de nitrógeno como método de producción terciario o mejorado, con la finalidad de
mantener la presión de los yacimientos naturalmente fracturados que componen a
este proyecto.
Aspectos prácticos del monitoreo de la inyección inmiscible de nitrógeno (N2)
en yacimientos naturalmente fracturados del campo Jujo – Tecominoacán
La finalidad del proyecto es analizar el comportamiento dinámico de los parámetros
más importantes del yacimiento, definir acciones preventivas y correctivas en tiempo
real, para optimizar la explotación de las reservas de aceite y gas, extender,
prolongar o alargar el ciclo de vida del yacimiento y maximizar el factor de
recuperación.
Con el objetivo de mantener la presión del campo, disminuir la irrupción del agua (ver
Fig. 5 y Fig. 6) en los pozos e incrementar el factor de recuperación, se dio inicio a la
inyección de gas en el campo.
Fig. 5. Modelo geológico del campo Jujo.
Fig. 6. Modelo geológico para el campo Tecominoacán.
El proyecto consistió en 3 fases:



Inyección de gas dulce al área de Tecominoacán.
Inyección de gas amargo al área de Jujo.
Inyección de N2 en todo el campo.
Historia de explotación
El campo inicia su explotación en octubre de 1982, con la terminación del pozo Jujo
2A, a la fecha se han perforado 147 pozos, de los cuales se mantienen en
producción 43 (36 con bombeo neumático y 7 fluyentes), 8 pozos inyectores de N 2 y
1 pozo inyector de gas hidrocarburo. La producción máxima obtenida fue de 205,000
barriles por día (bpd) en febrero de 1986 y la producción promedio al mes de
diciembre de 2010 fue de 52,800 bpd de aceite y 105.32 millones de pies cúbicos por
día (mmpcd).
La presión inicial del yacimiento (Piy) fue de 700 kilogramos por centímetro cuadrado
(Kg/cm2), y la presión de saturación (Pb) de 262 Kg/cm2; sin embargo, debido a la
explotación de hidrocarburos, la presión del yacimiento (Py) ha declinado
sustancialmente hasta un valor de 210 Kg/cm 2 antes de iniciar la inyección de gas
en el campo; es decir, se agotó el 62% de la energía inicial del yacimiento.
Durante la vida productiva del campo se han definido seis etapas (Fig. X):
1. Se alcanza la máxima producción en febrero de 1986, Qo = 205,000 bpd.
2. Declina la producción de 205,000 a 120,000 bpd y se observa presencia de
asfáltenos en aparejos de producción.
3. Se profundizan pozos, se aplica un sistema artificial de producción (BN
continuo) y se reactiva el área de Tecominoacán.
4. Perforación de pozos de desarrollo intermedios, reparaciones mayores (RMA),
e inicia la inyección de gas dulce (prueba piloto) y gas amargo.
5. Desarrollo complementario y optimización de productividad.
6. Inicia la inyección de N2 (90 mmpcd).
Debido al abatimiento de la Py, se requería aplicar al campo un proceso de
mantenimiento de presión por la inyección de algún fluido, que permitiera mantener
en condiciones operativas a los pozos, alargando su vida productiva y por
consiguiente mejorar el factor de recuperación al retrasar su invasión por agua.
De todo ello, se concluyó que la inyección de gas resultó ser una buena alternativa
para mantener la presión del Campo Jujo-Tecominoacán dado que se han obtenido
factores de recuperación elevados del orden de 44%.
Fig. X. Historia de la producción del campo, mostrando las etapas de explotación.
Bibliografía consultada y direcciones de Internet
1. CNH (2010). Factores de Recuperación de Aceite y Gas en México [en línea].
http://www.cnh.gob.mx/_docs/DOCUMENTOTECNICO1FINAL.pdf. 17/10/11.
2. PEMEX (2009). Aspectos prácticos del monitoreo de la inyección inmiscible de
N2 [en línea].
3. CIPM (2005). Posibilidades de extensión en los campos del área Chiapas –
Tabasco
[en
línea].
http://www.cedip.edu.mx/graficacion/petroleros/Administraci%C3%B3n%20de
%20Pemex%20Exploracion/Exploracion/30%20POSIBILIDADES%20DE%20E
XTENSION%20EN%20LOS%20CAMPOS%20DEL%20AREA%20CHIAPAS%
20TABASCO.pdf. 17/10/11.
4. PEMEX
(2009).
Desarrollo
sustentable
2009
[en
línea].
http://desarrollosustentable.pemex.com/files/content/inf09/pep/ds09.pdf.
17/10/11.