EL FUTURO DE LOS CAMPOS MADUROS EN MÉXICO: UN RETO Y UNA OPORTUNIDAD

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1 M E X I C O EL FUTURO DE LOS CAMPOS MADUROS EN MÉXICO: UN RETO Y UNA OPORTUNIDAD Especialidad: Ingeniería Petrolera Miguel Ángel Lozada Aguilar Maestro en Ingeniería 26 de marzo del 2015 Ciudad de México

2 Contenido RESUMEN EJECUTIVO... 3 INTRODUCCIÓN... 5 LOS CAMPOS MADUROS: UNA GRAN OPORTUNIDAD... 6 QUÉ SE HACE EN EL MUNDO EN CAMPOS MADUROS? Casos de Éxito en la Explotación de Campos Maduros en el Mundo Caso Troll en Noruega Caso Shaybah en Arabia Saudita Caso Rubiales en Colombia Resumen de técnicas aplicadas para el mejoramiento de la producción (IOR) Casos de Éxito en la Explotación de Campos Maduros en México Caso Jujo-Tecominoacán Caso Antonio J. Bermúdez Caso Complejo Cinco Presidentes Resumen de técnicas aplicadas para el mejoramiento de la producción (IOR) Casos de Éxito en el Activo de Producción Cantarell Caso Cantarell Caso Akal Caso Ek-Balam Caso Ixtoc-Kambesah Resumen de técnicas aplicadas para el mejoramiento de la producción (IOR).. 37 INVERSIÓN, INNOVACIÓN Y APLICACIÓN TECNOLÓGICA, EL GRAN RETO Y OPORTUNIDAD CONCLUSIONES BIBLIOGRAFÍA AGRADECIMIENTOS CURRÍCULUM VÍTAE Especialidad: Ingeniería Petrolera Página 2 de 52

3 RESUMEN EJECUTIVO Nuestro país tiene un gran potencial para mejorar el desempeño del 73% del total de sus campos considerados maduros, que cuentan con el 32% del total de reserva 2P. Estos campos tienen un potencial de mejorar su producción en el corto y mediano plazo, además de incrementar su reserva y factor de recuperación final. El incremento de producción esperado anda entre un 15 y un 20% de acuerdo a datos reales en campos donde se ha revitalizado la producción. El factor de recuperación final es factible de incrementarse en un 10%; con un 7% en aplicación de nueva tecnología para el mejoramiento de producción y un 3% con aplicaciones de recuperación mejorada. Esto representa incrementar la reserva 2P de estos campos de 5,673 a 17,988 MMb, de los cuales 8,620 MMb corresponden a la aplicación de tecnología para mejoramiento de la producción y 3,695 MMb por proyectos de recuperación mejorada. El factor de recuperación actual de los campos maduros es del 31% y se tienen una expectativa de llevarlo al 35%. Hoy en día en la industria petrolera, estos valores son muy conservadores, considerando el índice de calidad geotécnico de nuestros yacimientos. Se propone incrementar el factor de recuperación final de 35% a 45%; pudiéndose lograr como máximo hasta un 55% con base al índice de calidad geotécnico de estos yacimientos. La expectativa para incrementar el factor de recuperación final en un 7% (8,620 MMb) con tecnologías para el mejoramiento de la producción para yacimientos maduros, está fundada en su calidad y en el hecho de que existe un gran potencial para implementar nuevas tecnologías para el mejoramiento de la producción que han dado resultados exitosos en otros campos y no han sido implementadas en los nuestros. Se propone como un paso previo a la implementación de proyectos de recuperación mejorada (EOR), implementar técnicas para el mejoramiento de la producción (IOR) en forma sistémica, tales como el mantenimiento de presión, el monitoreo en tiempo real del movimiento de los contactos de los fluidos, la perforación de pozos horizontales, las terminaciones especiales, el mejoramiento de los sistemas artificiales de producción, el aseguramiento de flujo, la integración de los parámetros de producción Especialidad: Ingeniería Petrolera Página 3 de 52

4 en tiempo real, entre otros; con un enfoque sistémico en la administración integrada de yacimientos. En el mundo y en México, la producción recuperada con proyectos de recuperación mejorada (EOR) es marginal con menos del 1%, esperándose un crecimiento paulatino hasta alcanzar el 10% en el año En México se tienen buenas perspectivas para la inyección de surfactantes con espuma en yacimientos carbonatados naturalmente fracturados; así como la combustión in situ y la inyección de químicos. Con estos proyectos en México se esperaría incrementar el factor de recuperación de un 42% a un 45%, equivalente a unos 3,695 MMb. Se propone una metodología con la aplicación de técnicas para el mejoramiento de la producción en yacimientos maduros que producen predominantemente con el mecanismo de drene gravitacional. Esta fue probada con buenos resultados en el campo Akal. Estos yacimientos carbonatados naturalmente fracturados, son muy importantes en las Región Sur y la Región Marina Noreste. Este trabajo muestra ejemplos exitosos en el mundo y en nuestro país, en los que se han tenido resultados sobresalientes en la aplicación de técnicas para el mejoramiento de la producción. El común denominador en todos estos ejemplos ha sido el enfoque en la administración integrada de yacimientos con innovación tecnológica sistémica. En algunas compañías operadoras se tiene la meta de llevar el factor de recuperación final al 70% basado principalmente en tecnologías para el mejoramiento de la producción (IOR), ya que son mucho menos costosas que los métodos de recuperación mejorada (EOR). Nuestro reto es emularlas con una muy fundada expectativa de incrementar significativamente la reserva 2P. PALABRAS CLAVE: campos maduros; yacimientos naturalmente fracturados; técnicas para mejoramiento de la producción; drene gravitacional; métodos de recuperación mejorada; mejora en el factor de recuperación final; aplicación de nuevas tecnologías. Especialidad: Ingeniería Petrolera Página 4 de 52

5 INTRODUCCIÓN En México tenemos una gran posibilidad de incrementar nuestras reservas 2P (probables) y por consiguiente las probadas, en yacimientos que ya existen y en los que ya se comprobó y se conoce su volumen original, y que por lo tanto no existe riesgo geológico para definir su explotación. Estos yacimientos maduros representan un reto y una oportunidad muy importante para incrementar substancialmente las reservas de nuestro país. Es muy evidente que la proyección del factor de recuperación final está muy por debajo de lo que otras empresas petroleras esperan de este mismo tipo de yacimientos. En el marco de la nueva reforma petrolera, el incremento de reserva y de producción esperada en estos campos, sin duda que traerá un gran beneficio en términos de renta petrolera para nuestro país. Desde el punto de vista de las nuevas reglas en las que otras compañías van a poder explotar este tipo de campos, el reto de nuestras autoridades es lograr incentivar la inversión en la aplicación tecnológica para mejoramiento de la producción, así como la de la implantación de proyectos de recuperación secundaria, ya que sin duda esto será una gran oportunidad en términos de renta petrolera para nuestro país. El presente trabajo pretende mostrar la gran oportunidad que se tiene en términos de reserva y de incremento de producción en la explotación de campos maduros. Como base, toma ejemplos muy exitosos en el extranjero y también en México en el que la innovación tecnológica en el mejoramiento de la producción, fue el sustento de tan importantes resultados. En muchos yacimientos maduros de nuestro país existe una gran oportunidad de implementar nuevas tecnologías para el mantenimiento de la producción antes de incursionar en proyectos de recuperación mejorada. Por razones obvias el autor muestra casos de éxito en los que él participó tanto en la Región Sur como en la Región Marina, y trata de mostrar que el mejoramiento de la producción, el incremento de reservas y por lo tanto del factor de recuperación, son factibles con la implantación de nuevas técnicas. En muchos casos, el paso posterior a la aplicación de tecnología para el mejoramiento de la producción (IOR), debe ser la implantación de métodos de recuperación mejorada, en los que se esperan grandes inversiones, que de alguna manera deben ser incentivadas con los instrumentos que nos da la nueva reforma energética. Especialidad: Ingeniería Petrolera Página 5 de 52

6 LOS CAMPOS MADUROS: UNA GRAN OPORTUNIDAD Los campos maduros en México representan una gran oportunidad para incrementar la producción en el corto y mediano plazo, así como para incrementar la reserva y por consiguiente el factor de recuperación final. Existen varias maneras de definir los campos maduros. La más conocida y aceptada, define al campo maduro como aquel en el que ya se ha recuperado el 70% de su reserva 2P; la otra definición relaciona la madurez a la longevidad de los pozos y las instalaciones; también existe otra, en la que la madurez se le asigna a campos que han producido por muchos años de manera limitada por razones económicas, de productividad o de complejidad. Utilizando la definición más aceptada, la Figura 1 muestra que del total de campos petroleros productores en México, el 73% de ellos se encuentran en la etapa de explotación madura, representando el 32% del total de la reserva 2P del país. Figura 1. Distribución de los campos en México por su madurez. Como puede verse en la Figura 2, el volumen la reserva 2P remanente correspondiente a los campos maduros es de 5,193 MMb, que corresponde al 32% de las reservas 2P; de los cuales 2,953 MMb pertenecen a la Región Marina Noreste, 1,520 MMb a la Región Sur, 365 MMb a la Región Marina Suroeste y 355 MMb a la Región Norte. En lo referente a la producción, estos campos producen 1 MMb, que corresponde al 42% de la producción total del país; de los cuales MMb corresponden a la Región Marina Noreste, MMb a la Región Sur, MMb a la Región Marina Suroeste, y MMb a la Región Norte. Especialidad: Ingeniería Petrolera Página 6 de 52

7 Figura 2. Distribución de la producción y reserva de los campos maduros. La calidad de nuestros yacimientos es muy buena en términos generales. Existen varias maneras de medirlo, pero en este caso nos referiremos al índice geotécnico propuesto por la compañía Quantum Reservoir Impact (QRI), en el que se mide la calidad de los yacimientos en términos de sus propiedades y de las condiciones en las que se encuentran; la permeabilidad, el espesor, la calidad de los fluidos, los mecanismos físicos de la explotación, la profundidad del yacimiento, entre otros, tienen un peso ponderado en el valor total del índice geotécnico. En la Figura 3 se observa que para las Regiones Norte y las dos Marinas, se tiene un margen bastante grande para lograr un factor de recuperación medio, esto se explica porque aún tienen campos que están en la etapa inicial de explotación. El rango de índice geotécnico anda entre el 45% y 60%, para lo cual corresponde un factor de recuperación medio de entre 35% a 55%, con una media del 45%; para un factor de recuperación final de rango alto, sería factible llevarlo de 45% a 65%, con una media de 55%. De cualquier manera, se tiene un margen bastante importante para mejorar el factor de recuperación final de los yacimientos maduros. También en la Figura 3, se observa como en el caso de los yacimientos del Mar del Norte y de Noruega, el factor de recuperación ha tenido una tendencia incremental continua; actualmente el Mar del Norte tiene ya un factor de recuperación del 55% y Noruega de más del 45%. En el caso de Arabia Saudita, aunque tiene una tendencia incremental, sus valores aún son bajos debido al gran volumen original con el que cuentan. Los ejemplos del Mar del Norte y Noruega, muestran que la Especialidad: Ingeniería Petrolera Página 7 de 52

8 pretensión de incrementar el factor de recuperación de los yacimientos maduros de México a un 45%, está dentro de los límites conservadores. Los yacimientos maduros en nuestro país representan el 73% de todos los campos productores, cuentan con el 32% de reserva 2P y sustenta el 43% de la producción total el país. La Figura 4 muestra el gran potencial que se tiene para incrementar la reserva y por consiguiente el factor de recuperación final de estos importantes yacimientos, considerando un factor de recuperación medio del 45%, sustentado en su índice de calidad. La propuesta es aplicar tecnología para mejoramiento de la producción con enfoque en la administración integrada de yacimientos, para incrementar el factor de recuperación en un 7% con una reserva adicional potencial de 8,620 MMb; y un 3% adicional con recuperación mejorada con una reserva potencial de 3,695 MMb, incrementando la reserva 2P de 5,193 MMb a 17,508 MMb. Figura 3. Índice geotécnico de la calidad de los yacimientos. Figura 4. Potencial de campos para incrementar su reserva. Especialidad: Ingeniería Petrolera Página 8 de 52

9 QUÉ SE HACE EN EL MUNDO EN CAMPOS MADUROS? En el mundo petrolero, la explotación de los yacimientos por lo general tiene varias etapas. En la primera etapa se incrementa la producción y se llega a una etapa de estabilización con la perforación de pozos, alcanzándose un factor de recuperación que va del 2 al 30%; en esta etapa los costos de producción son bajos. La segunda etapa se caracteriza por una declinación de la producción, en la que la aplicación de varias tecnologías como el mantenimiento de presión, la aplicación de sistemas artificiales de producción, la perforación de pozos horizontales, las terminaciones no convencionales, la sísmica 4D, la aplicación de tecnologías para el manejo de agua, la aplicación de tecnologías para el mejoramiento de flujo, el monitoreo en tiempo de los parámetros del yacimiento y de producción, entre otras, logran administrar la declinación de la producción y eventualmente incrementarla; en esta etapa se incrementan los costos de producción. La tercera etapa previa al abandono del yacimiento, se caracteriza por un incremento significativo de los costos de producción, debido a la aplicación de proceso de recuperación mejorada. En la Figura 5 se muestran esquemáticamente las etapas descritas previamente, así como los sistemas y procesos que se aplican, como son la administración integrada de yacimientos, el trabajo enfocado en equipos multidisciplinarios, conocimiento de los yacimientos, inversión y aplicación oportuna de tecnología. Las empresas petroleras exitosas llevan a cabo este proceso con excelentes resultados como se mostrará en algunos ejemplos representativos de los muchos que existen en el mundo. Figura 5. Etapas de explotación de yacimientos. Especialidad: Ingeniería Petrolera Página 9 de 52

10 1. Casos de Éxito en la Explotación de Campos Maduros en el Mundo Caso Troll en Noruega Este campo se encuentra situado en el mar del norte a 65 km al oeste de Kolisones en Noruega. Este campo contaba con una reserva original de gas de 3,333 x cf (tcf) y 5,000 MMb. La problemática relacionada a la explotación del aceite radicaba en el hecho que el espesor impregnado de aceite es solo 20 m en una capa subyacente al yacimiento de gas, por lo que su explotación desde el punto de vista convencional resultaba muy costosa y riesgosa por la alta probabilidad de que los pozos se invadieran de gas prematuramente. La solución para hacer la explotación exitosa fue la perforación de pozos horizontales y multilaterales de hasta 3 km, con terminaciones especiales con controladores de flujo. Actualmente este campo tiene un factor de recuperación del 36%, y se espera un factor de recuperación final del 45%. La explotación de este campo fue un ejemplo para la industria petrolera, ya que las aplicaciones tecnológicas aquí realizadas, fueron implementadas en muchos otros yacimientos del mundo. La Figura 6 muestra esquemáticamente el logro tecnológico realizado en este yacimiento y la expectativa de producción esperada. Figura 6. Ejemplo del campo Troll, Noruega Caso Shaybah en Arabia Saudita. Este campo se encuentra ubicado en los desiertos de Arabia Saudita con una reserva probada de 14,100 MMb, siendo el campo más grande desarrollado en los últimos 20 años. La problemática en la explotación de este campo está asociada a su baja permeabilidad, que va de 5 a 50 md, siendo la solución la perforación de pozos horizontales y Especialidad: Ingeniería Petrolera Página 10 de 52

11 multilaterales. Se realizaron experimentos perforando pozos para definir la longitud y el número de brazos requeridos, encontrándose que el más conveniente era el arreglo multilateral con 3 brazos, con un contacto en el yacimiento de 3 km, surgiendo así el concepto de máximo contacto de yacimiento. Con la aplicación de esta tecnología fue factible incrementar el volumen recuperado por pozo de 4 a 16 MMb, eliminar la declinación de la producción, reducir el corte de agua y sustentar la explotación del campo con un plateau de 50 años. La Figura 7 muestra esquemáticamente este caso exitoso en donde la aplicación de un nuevo concepto tecnológico logró hacer la diferencia. Figura 7. Ejemplo campo Shaybah, Arabia Saudita Caso Rubiales en Colombia El campo Rubiales se encuentra situado en Colombia. Es un yacimiento en arenas con aceite de 12.3 API con un volumen original de 4,384 MMb. La problemática en la explotación de este yacimiento radica en que el aceite es pesado y viscoso, además de que los espesores solo son de 3 a 24 m. La solución a la problemática fue la perforación de pozos horizontales, incrementando la producción del campo de 15,000 bpd a 180,000 bpd con la perforación de 296 pozos horizontales. Los pozos horizontales lograron producir hasta 7 veces lo que los verticales estaban produciendo, además de reducir significativamente la producción de arena y agua, Figura 8. Especialidad: Ingeniería Petrolera Página 11 de 52

12 Figura 8. Ejemplo campo Rubiales, Colombia Resumen de técnicas aplicadas para el mejoramiento de la producción (IOR). En los 3 casos anteriores se puede observar que los ingredientes para el éxito fueron: la aplicación sistémica de la administración integrada de yacimientos, el conocimiento del yacimiento, el mantenimiento de presión, la perforación de pozos horizontales y las terminaciones especiales. 2. Casos de Éxito en la Explotación de Campos Maduros en México En nuestro país existen ejemplos muy ilustrativos en los que se muestra que si es factible incrementar la producción, la reserva y el factor de recuperación final de los campos. A continuación abordaremos 3 de los más conocidos, sin descartar que haya otros igual de exitosos, pero que por formato y espacio no se presentan aquí Caso Jujo-Tecominoacán Este yacimiento se encuentra situado en la Región sur de México. Es un yacimiento naturalmente fracturado carbonatado con dolomitización, siendo su principal mecanismo de explotación la expansión del sistema roca-fluido, el empuje del gas disuelto liberado, el drene gravitacional y de menor efecto el empuje de un acuífero con baja energía, con mantenimiento de presión a través de la inyección de nitrógeno. Su volumen original es de 4,849 MMb, con una presión original de 700 kg/cm 2 y una densidad del aceite de 40 API, su factor de recuperación actual es del 30% y un 41% final pronosticado. El campo inició su explotación en 1982 con un pico máximo de producción de 200,000 bpd, Especialidad: Ingeniería Petrolera Página 12 de 52

13 para iniciar su declinación natural debido principalmente a la caída de la presión del yacimiento y a la invasión prematura de agua en los pozos cercanos al contacto agua-aceite, Figura 9. La principal problemática de la explotación está relacionada a la caída de la presión del yacimiento y a la compartamentalización por variación areal de la calidad de la formación productora, con invasión prematura de agua y de gas en algunas zonas del campo. En el periodo se nota claramente cómo se revirtió la tendencia de la declinación de la producción, Figura 10; con el enfoque en la administración integrada de yacimientos, el mantenimiento de presión con inyección de gas; la intensificación de las perforaciones en zonas no drenadas, terminación de pozos en agujero descubierto utilizando colas extendidas en el aparejo de producción para aprovechar el drene gravitacional; la implantación de un programa de optimización integral de la productividad de pozos; la implantación del bombeo neumático profundo. La terminación de pozos en agujero descubierto utilizando aparejos de producción con colas extendidas fue una innovación que dio varios beneficios: maximizó la productividad de los pozos, redujo los tiempos de intervención de pozos, redujo los riesgos de canalización de gas, optimizó el drene gravitacional del área drenada. Este es un ejemplo como con innovación y aplicaciones tecnológicas se puede mejorar substancialmente el comportamiento de la producción. Figura 9. Campo Jujo, formaciones JSK y JST, comportamiento de la producción. Especialidad: Ingeniería Petrolera Página 13 de 52

14 Figura 10. Aplicaciones tecnológicas para revertir la declinación Caso Antonio J. Bermúdez Este campo inició su explotación en el año 1973, alcanzando una producción pico de 670,000 bpd, pero a partir del año 1979, inicia una pronunciada declinación hasta el año 1994, donde se inicia la aplicación de tecnología para el mejoramiento de la producción, Figura 11. Este yacimiento tiene un volumen original de 9,791 MMb, con un factor de recuperación actual de 35.3% y pronosticado final de 44.7%. La formación productora está constituida por rocas calizas dolomitizadas naturalmente fracturadas; el aceite producido es de 28 a 31 API; el yacimiento inició su explotación con una presión de 533 kg/cm 2 ; los mecanismos de empuje durante su explotación han sido la expansión del sistema roca-fluido, el empuje del gas disuelto liberado, el empuje de un acuífero de baja potencia y el drene gravitacional. En un acercamiento al periodo en el que se inicia la implantación de procesos para el mejoramiento de producción, se puede notar en la Figura 12 que a partir del año 1994 se revierte la tendencia de la declinación de la producción, alcanzando una estabilización a 145,000 bpd durante un periodo de 13 años. En este periodo se implementaron los siguientes procesos para el mejoramiento de la producción: bombeo neumático profundo; cambio de aparejos de producción esbeltos por amplios; mantenimiento de presión con la inyección de 80,000 bpd de agua y 190 MMpcd de nitrógeno; optimización integral de la productividad de pozos; perforación de pozos no convencionales; administración integrada de yacimientos. Especialidad: Ingeniería Petrolera Página 14 de 52

15 Figura 11. Complejo Bermúdez, comportamiento de la producción. Figura 12. Aplicaciones tecnológicas para revertir la declinación Caso Complejo Cinco Presidentes El complejo Cinco Presidentes es un conjunto de yacimientos con secuencia de arenas de hasta 70 m de espesor intercaladas con capas de arcilla en trampas estructurales y estratigráficas localizados en un área de aproximadamente 10,820 km 2. Su volumen original es de 7,325 MMb. El factor de recuperación actual es del 26% y se espera un final del 30%. En el periodo del año 1928 a 1978, se desarrollaron los campos productores de aceite y gas: Tonalá (1928), El burro (1931), El Plan (1931), Ogarrio (1957), Sánchez Magallanes (1957), Cinco Presidentes (1960), San Ramón (1967), Blasillo (1968), Cuichapa (1970), Rodador (1971) y Bacal (1976), hasta alcanzar un pico de producción histórico en 1972 de 171,000 bpd y 252 MMpcd de gas. Especialidad: Ingeniería Petrolera Página 15 de 52

16 La declinación de la producción tuvo un cambio favorable en el periodo , debido a la implantación de los proyectos de mantenimiento de presión con inyección de agua en los campos Cuichapa, Rodador, Magallanes y Ogarrio, para continuar con la misma declinación hasta el año 2002, donde se inicia la reactivación de este complejo, Figura 13. Figura 13. Histórico de producción del complejo Cinco Presidentes. En el periodo comprendido del año 2002 al 2014, Figura 14, se aplicaron varias tecnologías y mejores prácticas para el mejoramiento de la producción con excelentes resultados, entre las más sobresalientes se encuentran las siguientes: toma de sísmica 3D para definir trampas aledañas a los bloques productores; desarrollo acelerado de las nuevas trampas descubiertas; perforación de pozos direccionales; perforación de pozos horizontales; fracturamiento hidráulico; optimización de los sistemas artificiales y la productividad de pozos; administración integrada de yacimientos. Este ejemplo es particularmente importante en el sentido de que existen muchas zonas explotadas, en las que la toma de información sísmica pudiese fortalecer el entendimiento del área y la localización de otras trampas aledañas, que combinado con la aplicación de tecnología para mejorar la producción, pudiese dar los mismos resultados obtenidos en el complejo Cinco Presidentes. Especialidad: Ingeniería Petrolera Página 16 de 52

17 Figura 14. Aplicaciones tecnológicas para revertir la declinación Resumen de técnicas aplicadas para el mejoramiento de la producción (IOR) En los 3 casos anteriores se puede observar que los ingredientes para el éxito fueron: Aplicación sistémica de la administración integrada de yacimientos Conocimiento del yacimiento Toma de sísmica 3D en áreas aledañas a las zonas explotadas Mantenimiento de presión con agua Mantenimiento de presión con nitrógeno Perforación de pozos horizontales Terminaciones especiales en agujero abierto con colas extendidas Optimización de la productividad de pozos Bombeo neumático profundo 3. Casos de Éxito en el Activo de Producción Cantarell 3.1. Caso Cantarell El complejo Cantarell está situado a 80 km al norte de Ciudad del Carmen Campeche en la sonda del mismo nombre. Está constituido de varios campos productores en las formaciones Terciario, Cretácico y Jurásico, Figura 15. La zona con mayor reserva y de mayor producción es la brecha del Cretácico, con permeabilidades que van de 1 a 6 darcys. Las formaciones productoras son mayormente calizas dolomitizadas, naturalmente fracturadas, con sistemas porosos favorablemente afectados por la disolución. Especialidad: Ingeniería Petrolera Página 17 de 52

18 En la Figura 16 se muestran datos de volúmenes originales y reservas de todos los campos, destacando que aún se tiene una reserva remanente 2P de 3,355 MMb, de los cuales casi el 70% corresponden al campo Akal, teniéndose hasta el momento un factor de recuperación del 37.2% en todos los campos. Figura 15. Campos del Complejo Cantarell. Figura 16. Resúmenes de reservas y factores de recuperación. La explotación del complejo Cantarell ha estado relacionada básicamente a la explotación del campo Akal el más importante de este complejo, ya que su volumen original es 30,444 MMb, con un factor de recuperación actual del 41.78%. Como se puede notar en la Figura 17, el pico de producción del complejo Cantarell fue de MMbpd en el año 2003, pero debido a la fuerte declinación del mismo a partir del año 2008, la producción de los otros campos del complejo empieza a ser relevante en las expectativas de producción. Especialidad: Ingeniería Petrolera Página 18 de 52

19 Figura 17. Historia de producción del complejo Cantarell. En el periodo , se implementaron varias tecnologías para el mejoramiento de la producción. En la Figura 18 se observa que en términos reales la reserva 2P creció de 4,135 MMb a 4,414 MMb, mientras que la declinación de la producción disminuyó del 15% al 2% del 2009 al 2013, con una caída significativa en el 2014 por la invasión de agua en el campo Sihil. Se describirán todas las aplicaciones realizadas y los resultados obtenidos en cada campo. Figura 18. Comportamiento de las reservas y producción periodo Caso Akal El complejo Cantarell fue descubierto con el pozo exploratorio Chac-1 en el año El campo Akal el más importante del complejo por su reserva, inició su explotación en el año de 1979 manteniendo una plataforma de producción de aceite de 1MMbpd hasta el año 1996, fecha Especialidad: Ingeniería Petrolera Página 19 de 52

20 en la que inició la implementación del Proyecto Estratégico de Explotación, Modernización y Optimización de Cantarell, alcanzando una producción pico de ~2.121 MMbpd en el año 2003, siendo una parte fundamental en este proyecto la inyección de nitrógeno al yacimiento como mantenimiento de presión y el incremento del número de pozos productores. Desde el año 2005 se inició la administración de la declinación del campo en donde el mecanismo del drene gravitacional toma un papel de mayor importancia en la recuperación de las reservas. El campo Akal ha alcanzado una producción acumulada de ~12,700 MMb de un volumen original de 30,434 MMb y con un factor de recuperación actual del 41.7%, quedando por producir ~2,400 MMb de reserva 2P. Por sus condiciones extraordinarias de permeabilidad en el inicio de la explotación del campo se lograron gastos de producción promedio de hasta 30,000 bpd por pozo. El gasto de producción se ha reducido significativamente debido a la reducción de la ventana de explotación, y en gran medida a la reducción significativa de los fluidos almacenados en el sistema de vúgulos y fractura; actualmente el gasto promedio por pozo es de 923 bpd. En las condiciones actuales de explotación, el 95% de la producción del campo se obtiene a través del efecto del mecanismo de drene gravitacional, ya que las rocas productoras son de alta permeabilidad, tiene grandes espesores y se tiene un alto relieve estructural, de ahí la gran importancia de aprovechar y mantener el efecto de este mecanismo en todas las regiones del campo para maximizar el factor de recuperación final. La estrategia utilizada en el campo Akal es aprovechar al máximo el mecanismo de drene gravitacional prevaleciente en el campo, ya que actualmente se produce en ventanas reducidas de aceite, las cuales varían de 40 hasta 70 m, con un promedio de 50 m, con el consecuente riesgo de canalizar y/o conificar agua y/o gas hacia los pozos productores. El aceite remanente en el casquete de gas se ha estimado del orden de 9,000 MMb con una eficiencia de barrido de ~53%, mientras que el remanente en la zona invadida de agua es del orden de 4,000 MMb con una eficiencia de barrido de ~33%, de ahí la importancia de someter la zona invadida de agua al mecanismo de drene gravitacional, ver Figura 19. Especialidad: Ingeniería Petrolera Página 20 de 52

21 Figura 19. Ventanas de aceite campo Akal. En la Figura 20, se observa como desde hace casi dos años los contactos gas-aceite se han estabilizado, lo cual es indicativo de que el mecanismo de drene gravitacional prácticamente proporciona todo el aceite producido; de la misma manera se observa como la caída continua del gasto de producción promedio de los pozos hasta un valor de 1,300 bpd, es un indicativo claro de que el aceite producido es dependiente del ritmo de aportación de la matriz de la roca. Figura 20. Comportamiento histórico del avance de los contactos y gasto de producción promedio del campo Akal. Principios físicos de los mecanismos de desplazamiento en la zona invadida de gas y agua. Zona invadida de gas (drene gravitacional). El mecanismo de drene gravitacional es la fuerza que hace que el aceite fluya desde la matriz hacia las fracturas en la zona invadida de gas, debido a la diferencia de densidades entre el aceite almacenado en la matriz y el gas que llena las fracturas, en donde las fuerzas gravitacionales son mayores a las fuerzas capilares. Se estima que a Especialidad: Ingeniería Petrolera Página 21 de 52

22 condiciones de yacimiento la diferencia de densidades es diez veces mayor en el aceite que en el gas, resultando en un empuje muy efectivo del aceite atrapado en la matriz. En el siguiente esquema se muestra los componentes de estas fuerzas ver Figura 21. N S N S Desplazamiento de la ventana estabilizada de aceite: 15 mv. por año 1,800 mv 2,100 mv CGA Columna de aceite Casquete de gas Columna de aceite CAA Actual CAA Original CGA Actual 100 mv 616 mv CGA CAA Ventana de Aceite Para desplazar la ventana de aceite estabilizada 516 mv. se estima el desplazamiento en 34 años Casquete de gas CGA Actual 2614 mvbmr 516 mv CGA 3,130 mvbmr Ventana de Aceite Estabilizada 100 mv CAA CAA Original Acuífero Acuífero K o q X x o q = gasto de aceite K o = Permeabilidad relativa μ o = Viscosidad X = Profundidad 1 x = Profundidad 2 o tiempo 1 g P a g cgo ρ o = Densidad del aceite ρ g = Densidad del gas g = Cte. De aceleración gravitacional P cgo = Presión α = Relieve Figura 21. Drene gravitacional en Akal. Zona invadida de agua (imbibición espontánea). tiempo 2 En la zona invadida de agua se puede generar el mecanismo de imbibición espontánea, el cual se da cuando la roca es mojada por agua y ésta entra a la matriz expulsando el aceite atrapado, debido a que entre el fluido mojante y el fluido invasor (agua) no existen fuerzas capilares. Este mecanismo es muy efectivo cuando la roca es mojada por agua. Se ha comprobado por pruebas de laboratorio que la mojabilidad de la roca en el campo Akal es mixta, razón por la cual este mecanismo solo ha drenado el 10% del aceite de la matriz, mientras que en la zona de gas, el drene gravitacional ha drenado el 30% del aceite de la matriz, como se muestra en la Figura 22. Especialidad: Ingeniería Petrolera Página 22 de 52

23 Figura 22. Efecto del mecanismo de imbibición, simulador numérico. El éxito en la reducción de la declinación de la producción en el campo Akal, está basado en aprovechar al máximo el efecto del mecanismo del drene gravitacional a través de las innovaciones y aplicaciones tecnológicas que a continuación se mencionan: A) Mantener una ventana óptima explotable en la que se minimicen las canalizaciones y/o conificaciones de agua y/o gas B) Establecer un plan de monitoreo de las ventanas remanentes de aceite en toda el área del campo C) Distribuir los pozos productores arealmente en zonas no drenadas D) Perforar pozos no convencionales para alargar su vida y cubrir más área de drene E) Terminar los pozos con aparejos extendidos en agujero descubierto para reducir las probabilidades de canalizar y/o conificar fluidos indeseables F) Desplazar la ventana de aceite a zonas más profundas para poner en contacto más volumen de roca con el gas y recuperar el aceite a través del drene gravitacional A) Mantener una ventana óptima explotable en la que se minimicen las canalizaciones y/o conificaciones de agua y/o gas La premisa fundamental para maximizar el factor de recuperación por drene gravitacional es mantener una ventana explotable. Idealmente, la ventana óptima de explotación debería de ser el espesor impregnado de aceite en el que la caída de presión debida a la producción desde los intervalos productores de los pozos, no se viera influenciada por Especialidad: Ingeniería Petrolera Página 23 de 52

24 fenómenos de conificación y/o canalización de agua y/o gas. Para maximizar el factor de recuperación por drene gravitacional, es necesario mantener siempre una ventana explotable, en la que se minimicen los procesos de conificación y/o canalización y por ende se maximice la recuperación de aceite de la zona. En la Figura 23 se muestra el resultado de un modelo numérico para conificación de gas y agua, en el que con 1 darcy de permeabilidad y 2,000 bpd de producción, el gas se conifica a 20 m de distancia entre el contacto gas-aceite y la parte media del intervalo productor; mientras que con el mismo gasto de producción y la misma permeabilidad, el agua conifica a 40 m del contacto agua-aceite. Esto indica que en este caso la ventana óptima para producir un gasto de 2000 bpd debería ser de 60 m y que la parte media de los intervalos productores debería estar a 20 m del contacto gas-aceite y a 40 m del contacto agua-aceite. Sin embargo esta ventana pudiese ser de 40 m, siempre y cuando la producción por pozo sea de 1,000 bpd. Figura 23. Correlación para el cálculo del gasto crítico en función de K. Aunque el espesor de la ventana explotable de aceite depende del gasto de producción esperado y de la calidad de roca en la zona del yacimiento, es muy recomendable mantener como mínimo una producción por pozo de entre 1,000 a 1,500 bpd para mantener una buena rentabilidad en la explotación. Las ventajas de mantener una ventana óptima de explotación son las siguientes: Alargar la vida productiva de los pozos Prevenir la producción de fluidos no deseados (generación de conos) Especialidad: Ingeniería Petrolera Página 24 de 52

25 Administrar el avance de los contactos Incrementar el factor de recuperación Para mantener una ventana de aceite explotable en todo el campo, es necesario tener una caracterización de las litofacies geológicas asociadas a sus permeabilidades en los intervalos donde producen los pozos; de esta manera es factible calcular con un buen grado de aproximación los espesores de ventana óptimos para los gastos deseados. En la Figura 24 se muestra un mapa por bloque con sus ventanas óptimas de explotación en todos los bloques del campo para un gasto de producción de 2,000 bpd. Figura 24. Ventanas óptimas de explotación para todos los bloques. B) Establecer un plan de monitoreo de las ventanas remanentes de aceite en toda el área del campo Como se mencionó anteriormente, la premisa fundamental para maximizar el factor de recuperación por drene gravitacional es mantener las ventanas de aceite explotables, lo cual requiere de un monitoreo de la misma en todas las áreas del yacimiento para observar su evolución y tomar las medidas pertinentes oportunamente. Actualmente se están terminado pozos instrumentados para monitorear el avance de los contactos y por tanto la evolución de la ventana de aceite, como el que se muestra en la Figura 25, en el que se tienen dos sensores en la zona de aceite, un sensor en la zona de gas y otro en la zona de agua. Especialidad: Ingeniería Petrolera Página 25 de 52

26 Figura 25. Monitoreo con pozo instrumentado. El programa de monitoreo con sensores permanentes en pozos permitirá la estimación de los contactos de fluidos y el seguimiento de la ventana de aceite. En la Figura 26 se muestra el plan de instalación de sensores permanentes en los pozos que serán reparados y terminados en el campo en los próximos años. En este momento ya se cuenta con 28 pozos que tienen sensores para monitoreo de contactos, y se espera instalar 92 más en todo el campo. Figura 26. Distribución de los próximos pozos con sensores permanentes. C) Distribuir los pozos productores arealmente en zonas no drenadas En las condiciones actuales de explotación del campo, la distribución de pozos que cubra arealmente todo el campo es de suma importancia, ya que de esta manera se cubrirá mayor área para el drene de fluidos desde el casquete de gas. Por las condiciones de desarrollo costa afuera, Especialidad: Ingeniería Petrolera Página 26 de 52

27 la mayoría de los pozos tienen un desplazamiento máximo de 1,500 m desde el área de cabezal de pozos. Para cubrir arealmente todas las zonas sin drenar ya se instalaron 4 tetrápodos donde se perforaron más de 30 pozos; adicionalmente se instalarán 4 octápodos adicionales y se acondicionarán 4 existentes. En la Figura 27 se muestra de manera esquemática la distribución de 459 pozos que se perforarán y los 761 que se repararán en las áreas no drenadas y aquellos que se utilizarán para seguimiento de la ventana. Figura 27. Distribución de pozos en áreas no drenadas. D) Perforar pozos no convencionales para alargar su vida y cubrir más área de drene En zonas de baja calidad de roca como son el Cretácico Inferior y el JSK, la solución para incrementar la recuperación de fluido drenado es la perforación de pozos no convencionales, ya sea horizontales o altamente inclinados, ya que de esta manera se evita la producción prematura de agua y/o gas. Como se observa en la Figura 28, hasta el momento se han perforado 16 pozos, de los cuales 6 continúan produciendo en este momento. En promedio los pozos han producido 2.53 MMb con una vida promedio de 2.6 años. El posicionamiento de los pozos juega un papel muy importante en los resultados esperados, de tal manera que la curva de aprendizaje continúa, ya que 3 de los 6 pozos que actualmente fluyen tienen más de 3.5 MMb acumulados. Especialidad: Ingeniería Petrolera Página 27 de 52

28 Figura 28. Resultado de pozos horizontales. En este sentido se tiene programado perforar 50 pozos no convencionales en toda el área del yacimiento, para distribuir el flujo en más área y reducir la probabilidad de producción temprana de fluidos indeseables. En la Figura 29 se muestra la distribución de los pozos y las terminaciones típicas de los mismos. Figura 29. Distribución y tipo de pozos no convencionales a perforarse. E) Terminar los pozos con aparejos extendidos en agujero descubierto para reducir las probabilidades de canalizar y/o conificar fluidos indeseables Las terminaciones especiales con colas extendidas en agujero descubierto (colas Cantarell), tienen la gran ventaja de poner en contacto toda el área del yacimiento expuesta, además de que se reducen las caídas de presión por no existir restricciones al flujo, lo que Especialidad: Ingeniería Petrolera Página 28 de 52

29 reduce significativamente el riesgo de conificación y/o canalización de agua y/o gas. Actualmente se han instalado 35 terminaciones de este tipo en el campo con excelentes resultados. En la Figura 30 se puede observar el resultado obtenido con este tipo de terminaciones. Figura 30. Terminaciones con tubería extendida. F) Desplazar la ventana de aceite a zonas más profundas para poner en contacto más volumen de roca con el gas y recuperar el aceite a través del drene gravitacional Sin duda que la parte más importante para el total aprovechamiento del drene gravitacional, es la de desplazar el contacto agua-aceite a su posición original en la parte sur del campo, en donde el yacimiento ha estado sometida al efecto de un acuífero de energía moderada, que se ha expandido 600 m por el efecto de la explotación de más de 30 años a la que ha sido sometido el campo. Debido a que la roca tiene una mojabilidad mixta por aceite y agua, el efecto de imbibición es mínimo, por lo que de acuerdo a pruebas de desplazamiento y al comportamiento histórico del avance del agua, el factor de recuperación en la zona invadida por agua, se ha estimado en un orden de magnitud del 10 al 15% menor que el de la zona barrida por gas. Se pretende desplazar el contacto de agua de su posición actual a la original, para colocar la roca actualmente en zona líquida en contacto con el casquete de gas, requiriéndose extraer grandes cantidades de agua y represionar el casquete de gas. Con esto se aprovechará el drene gravitacional en una gran zona del yacimiento en donde actualmente ha estado inhibido por el efecto del avance del acuífero. Se tiene un proyecto denominado doble desplazamiento, en el que se llevará a cabo Especialidad: Ingeniería Petrolera Página 29 de 52

30 este proceso. Se espera producir ~400,000 bpd de agua para mover la ventana de aceite a un ritmo de 15 m por año. Esto sin duda, propiciará que se obtenga del 10 al 15% de factor de recuperación adicional de la roca que se pondrá en contacto con el gas, esperándose una producción adicional de 400 MMb por la aplicación de este proceso. En la Figura 31 se muestra esquemáticamente el desplazamiento de la ventana a zonas más profundas y la colocación de pozos productores agua y aceite en el tiempo. Es importante aclarar que debido a requerimientos presupuestales, este proceso ha sido diferido, por lo que los resultados de la simulación consideraban el inicio en el año En la Figura 32 se muestra la proyección del movimiento de la ventana de aceite hasta el 2027, lográndose una estabilidad en la misma de 55 m y un desplazamiento de 210 m. La Figura 33 muestra el perfil de producción de agua que se tendría que producir para mover la ventana de aceite 15 m/año. En total se tendría que producir aproximadamente 400,000 bpd de agua con 100 pozos productores. Figura 31. Esquema de movimiento de la ventana de aceite, parte sur del campo. Especialidad: Ingeniería Petrolera Página 30 de 52

31 Figura 32. Estabilización de la ventana parte sur del campo. Figura 33. Pronósticos de agua y aceite y localización de plantas de tratamiento. La Figura 34 muestra cómo se comportarían las presiones en los contactos de las fases de los fluidos y la que se tendría en el casquete de gas. Como puede observarse, partiendo de la presión actual que es de 96 kg/cm 2, para el año 2028 se tendría en el casquete una presión de 138 kg/cm 2, de tal manera que en combinación con la producción de agua, la ventana de aceite pudiese ser movida hacia el contacto original agua-aceite a un ritmo de 15 m/año. Especialidad: Ingeniería Petrolera Página 31 de 52

32 Figura 34. Ritmo de inyección de gas y represionamiento de las fases. Resultados La declinación de la producción del campo Akal se redujo significativamente en el periodo (Figura 35), principalmente porque se están aplicando las acciones que incrementen el beneficio del drene gravitacional, quedando por aplicar el proceso de doble desplazamiento, por los requerimientos de aproximadamente 60,000 MM$ de inversión. Los pronósticos de producción fueron realizados en el año 2012, por lo que no refleja un escenario realista, ya que el proyecto de doble desplazamiento ha sido retrasado. Figura 35. Proyección del factor de recuperación. Especialidad: Ingeniería Petrolera Página 32 de 52

33 3.3. Caso Ek-Balam El campo Ek-Balam perteneciente al complejo Cantarell, inició su explotación en el Jurásico Superior Oxfordiano en el año 1993, alcanzando un pico de producción de 70,000 bpd de aceite. Debido a que se trata de un yacimiento cerrado, experimento una declinación acelerada hasta su producción más baja de 6,000 bpd de aceite en el año A partir del año 2007, se inicia con la explotación del aceite extrapesado de 13 API de la formación Brecha, reactivándose la producción hasta alcanzar picos de 60,000 bpd y una producción actual de 50,000 bpd. En el año 2013 se inicia la reactivación del desarrollo de la formación Jurásico Superior Oxfordiano con la estabilización del mantenimiento de presión, el reacondicionamiento de aparejos de producción de bombeo electrocentrífugo y la perforación de pozos horizontales. En la Figura 36 se muestra la historia y el pronóstico de producción del campo. La Figura 37, muestra como las reservas 2P se incrementaron de 200 a 550 MMb. Básicamente, el incremento de reservas se logró mediante la comprobación del mantenimiento de presión con inyección de agua de mar; así como la vida útil lograda en los equipos de bombeo electrocentrífugo, que han sido la base de la explotación del crudo extrapesado en la formación Brecha (ver Figura 38). La Figura 39, muestra el resultado que se tuvo con la perforación del pozo horizontal Balam-75 en agosto del Este pozo tiene un drene horizontal de 700 m y fue terminado con cedazos prefabricados para control de arena con una producción de 6,483 bpd y una caída de presión en el yacimiento de 4.7 kg/cm 2. Este pozo triplicó la producción de los pozos convencionales productores en esta formación, además de reducir significativamente la caída de presión en el fondo del pozo a un valor menor a la requerida para la producción de arena. Con los resultados logrados, el desarrollo de los más de 500 MMb de aceite que se encuentran en la formación Jurásico Superior Oxfordiano, está planeada con la perforación de 8 pozos horizontales y la inyección de 80,000 bpd de agua para el mantenimiento de presión, como se puede observar en la Figura 40. Especialidad: Ingeniería Petrolera Página 33 de 52

34 Figura 36. Historia y pronóstico de producción Ek-Balam. Figura 37. Incremento de reservas 2P en el campo Ek-Balam. Figura 38. Mantenimiento de presión y vida útil de BEC en JSO. Especialidad: Ingeniería Petrolera Página 34 de 52

35 Figura 39. Resultados del pozo horizontal. Resultados Figura 40. Pronóstico de producción e inyección de agua. El éxito en la rehabilitación de la producción de este campo estuvo basado en la aplicación de la administración integrada de yacimientos; en la certificación de reserva 3P a 2P mediante la comprobación de la eficiencia del mantenimiento de presión con inyección de agua de mar; del desarrollo de la reserva de crudo extrapesado con una exitosa aplicación del bombeo electrocentrífugo; con la perforación del primer pozo horizontal que triplicó la producción promedio de los pozos convencionales. Especialidad: Ingeniería Petrolera Página 35 de 52

36 3.4. Caso Ixtoc-Kambesah El campo Ixtoc está localizado en la parte sur del campo Ku, en una zona muy plana con bajo relieve estructural y con alta incertidumbre estructural. Ésta área está conectada hidráulicamente con los campos Kutz-Ku-Maloob-Zaap y el empuje del acuífero es considerado como bajo. La formación productora es la Brecha del Cretácico Superior con porosidad vugular y fracturas por disolución, con un espesor impregnado de aceite de aproximadamente 100 m. En el año 2009 se descubrió la trampa aledaña Kambesah, Figura 41. Figura 41. Mapa estructural Ixtoc-Kambesah. El campo Ixtoc inició su explotación en el año 1984, perforándose un solo pozo en el año 2005, debido a la incertidumbre que representaba la el tamaño de la estructura geológica por su bajo relieve estructural y por la calidad de la sísmica; pero debido al comportamiento dinámico del yacimiento mostrado en su vida productiva, se tenía la certeza de que el volumen asociado debería ser mayor. Se optó por perforar un pozo exploratorio en el 2009, denominado Kambesah-1 a 5 km del campo Ixtoc, resultando productor del mismo tipo de aceite producido en Ixtoc. Con base en la reclasificación y certificación de reservas 2P por el comportamiento dinámico en el periodo de explotación del campo y por la actualización del modelo geológico después de la perforación del pozo Kambesah-1, se implementó un plan de desarrollo en el campo Ixtoc a partir del año 2010, y se inició con el desarrollo del campo Kambesah, apoyado también por el inicio del mantenimiento de presión desde los campos Ku-Maloob-Zaap en el año Especialidad: Ingeniería Petrolera Página 36 de 52

37 Como se puede observar en la Figura 42, desde el año 1984 hasta el año 2010 prácticamente se produjeron 10,000 bpd de aceite; a partir del año 2010, con el desarrollo de ambos campos se ha tenido un incremento de producción muy importante, alcanzando un pico actual de 75,000 bpd. Figura 42. Comportamiento histórico de la producción Ixtoc-Kambesah. Resultados El éxito en el incremento de producción de esta zona está relacionado a la aplicación de tecnologías para el mejoramiento de la producción, entre las que destacan: la administración integrada de yacimientos; la definición del modelo geológico con la unión de cubos sísmicos; la perforación de pozos estratégicos para la reinterpretación del modelo geológico por su alta incertidumbre estructural; el mantenimiento de presión; la mejora en la perforación de pozos Resumen de técnicas aplicadas para el mejoramiento de la producción (IOR) Como se mencionó anteriormente, el complejo Cantarell es un conjunto de 9 campos productores de aceite y gas asociado con una reserva remanente de 3,200 MMb, en los que el más importante es el campo Akal, con una reserva remanente de 2,400 MMb. La implementación de nuevos procesos y tecnologías en los últimos años han sido variadas dependiendo de la naturaleza y particularidad de cada campo. Estamos seguros que todos los campos son susceptibles de mejoras aplicando nuevas tecnologías (IOR), con un gran potencial de mejoras en la producción y en el incremento de reservas, tal y como se ha mostrado en todos estos ejemplos del complejo Cantarell. Especialidad: Ingeniería Petrolera Página 37 de 52

38 Las siguientes han sido las más importantes desde el punto de vista del incremento de reservas certificadas y de la producción lograda: La aplicación de la administración integrada de yacimientos La aplicación de terminaciones especiales con colas extendidas para aprovechamiento del drene gravitacional La implementación del concepto del doble desplazamiento para incrementar el mecanismo de drene gravitacional en la zona invadida de agua La perforación de pozos horizontales La terminación de pozos no convencionales con controladores de flujo para retrasar los procesos de canalización de agua y/o gas El mantenimiento de presión El aseguramiento de flujo Los controles de gas con productos espumados para alargar la vida de los pozos INVERSIÓN, INNOVACIÓN Y APLICACIÓN TECNOLÓGICA, EL GRAN RETO Y OPORTUNIDAD Tendencia de la producción y demanda energética mundial Las predicciones de cómo se comportará la producción mundial de aceite en el presente siglo tiene una amplia variación y consideran muchos factores, principalmente la frecuencia con la que se descubren yacimientos y la magnitud de estos. En la Figura 43 podemos observar que el rango de variación del pico máximo mundial de producción de aceite va desde 90 a 113 MMb, que ocurriría entre los años 2015 a 2040; sin embargo, el ritmo de crecimiento de la producción mundial es coincidente en todos los pronósticos, y básicamente es el mismo observado desde el año 1985, que es de aproximadamente 1 MMb/año. Actualmente la producción mundial es de 92 MMb. Especialidad: Ingeniería Petrolera Página 38 de 52

39 Figura 43. Comportamiento y predicciones de la producción mundial. El crecimiento de la población en el siglo pasado y en lo que va de éste, con su consecuente incremento de demanda energética ha motivado la tendencia continua en el volumen de aceite producido a nivel mundial. Esta tendencia fue muy pronunciada entre los años 60 s y los 80 s del pasado siglo, debido al crecimiento económico mundial; no así a partir de los 90 s, debido a que el número de campos gigantes en desarrollo disminuyó considerablemente, además de que las reservas remanentes en el mundo cada vez son más difíciles y caras de explotar, como es el caso de los yacimientos de aguas profundas y los de shale oil y shale gas, que han sido la base del crecimiento de la producción mundial en los últimos 20 años, en donde la tecnología ha jugado un papel preponderante en la explotación de estas reservas. Como puede verse en la Figura 44, el ritmo de crecimiento de la producción de crudo es muy dependiente del crecimiento poblacional, y este a su vez ha generado un crecimiento económico mundial, que por su comportamiento cíclico genera desajustes entre la oferta y la demanda de hidrocarburos, que a la vez ocasiona la baja de los precios de aceite mientras nuevamente se reactiva la economía. Especialidad: Ingeniería Petrolera Página 39 de 52

40 Figura 44. Crecimiento poblacional y económico, precios, oferta, demanda, predicciones de producción. Como se puede notar en la misma Figura 44, el crecimiento de la población ha sido consistente desde 1960, con una tasa de crecimiento incremental de 70 MM de personas por año, por lo que es muy probable que para el año 2050 habiten este planeta del orden de 10,000 MM de personas. Como se mencionó anteriormente, este es el factor que realmente incrementa la demanda de energía y por lo tanto de hidrocarburos fósiles, y seguirá la misma tendencia hasta que no se tengan costos competitivos en fuentes alternas de energía. En la Figura 44 también podemos observar que la demanda de aceite crudo ha tenido una tendencia incremental constante en el siglo pasado desde el año 1985 de aproximadamente 1 MMb por año, siendo hasta la fecha muy consistente, por lo que se espera la misma tendencia para el presente siglo, ya que no habrá un cambio en la tendencia del crecimiento poblacional. Se espera un crecimiento mundial de la economía como el que se ha observado últimamente, claro con sus respectivos ciclos de bonanza y recesión. Estamos hablando que en el año 2050, para suplir las necesidades energéticas de la humanidad, se requerirían del orden 127 MMb diarios. De acuerdo a las predicciones de algunas instituciones, la producción pico de aceite se puede alcanzar en los periodos , con una variación de la producción pico de 90 a 113 MMbd. En la Figura 44, también observamos que inevitablemente cualquiera que sea el caso, en los próximos 25 años habrá un momento en que la demanda rebase a la oferta, tal y como ya ha ocurrido muchas veces; sin embargo, en esta ocasión, a diferencia de las demás esta será irreversible. Especialidad: Ingeniería Petrolera Página 40 de 52

41 También es previsible que cada día la innovación tecnológica será más costosa por la misma complejidad de los procesos para explotar campos complejos, lo que seguramente ocasionará que los precios del barril de crudo siempre tengan una tendencia alcista, desde luego con su natural volatilidad en los periodos cíclicos de crecimiento y desaceleración de la economía mundial. Inversión en campos maduros Como se mostró líneas arriba, el petróleo seguirá siendo un recurso muy valioso en los próximos 35 años, debido al continuo crecimiento poblacional en el mundo; Los Mexicanos tenemos una gran oportunidad para incrementar el factor de recuperación final de nuestros campos maduros en un número conservador del 10%, que corresponde a 12,315 MMb de aceite crudo; esta es una reserva sin riesgo que solo requiere inversión, innovación y aplicación tecnológica. La inversión en la reactivación de campos maduros es muy lucrativa, ya que no existe riesgo geológico asociado en la explotación de los mismos; sin embargo, en PEP, se tienen que priorizar las inversiones y optimizar los ciclos de inversión con un portafolio optimizado de oportunidades. La prioridad para PEP es explotar campos a bajo costo de producción, en donde se encuentra el 16% de los campos jóvenes y el 11% de los campos en desarrollo, y desde luego los campos maduros más grandes e importantes por su reserva remanente como son los de Akal, Ku y el Complejo Bermúdez. La reforma energética nos da la posibilidad de reactivar todos estos campos maduros, a través de contratos farm out, joint venture, o cualquier otro esquema de contrato que incentive la inversión y que incremente la renta petrolera. Sin duda que el enfoque de nuestras autoridades debe ser el explotar este gran potencial que existe en los campos maduros, en donde es factible incrementar el factor de recuperación final esperado de un 35% a un 45%, 7% en aplicaciones tecnológicas para la mejora de la producción, y 3% en proyectos de recuperación mejorada, con un potencial de reserva adicional de 12,315 MMb; esto sustentado con el índice geotécnico de calidad de nuestros yacimientos, en donde es factible pensar en un factor de recuperación conservador del 45%. Las inversiones son cuantiosas, especialmente en proyectos de mejora de la producción en campos grandes como es el caso de Akal y de Ku; por citar un dato, únicamente el proyecto de doble desplazamiento para el campo Akal, requiere de una inversión de aproximadamente 60,000 Especialidad: Ingeniería Petrolera Página 41 de 52

42 MM$. El instrumento de la reforma energética debe ser utilizado eficientemente para incentivar las inversiones en estos campos, ya que el aceite ya se encuentra descubierto sin riesgo, en donde solo se requiere de un buen esquema de incentivación para hacer realidad el incremento de la renta petrolera. Innovación y aplicación tecnológica en campos maduros La Figura 45 muestra la importancia que ha tenido la innovación tecnológica en el crecimiento de la producción de crudo mundial, ya que sin esta, no se podría explicar la viabilidad económica en la explotación de yacimientos cada vez más complejos. Históricamente, a principios del siglo XX la explotación de hidrocarburos solo estaba enfocada a yacimientos someros; a medida que los yacimientos descubiertos incrementaban su complejidad, fue necesario innovar e implementar nuevas tecnologías. Actualmente se pueden explotar yacimientos tan complejos como son los de crudo extrapesado, los de aguas profundas, los de shale oil y shale gas, los profundos de altas temperaturas y presiones, así como los de multicapas y los de zonas impregnadas con muy poco espesor. Es importante observar que los incrementos de producción recientes en los últimos 20 años, vienen de yacimientos muy complejos y con altos requerimientos tecnológicos, y que los costos de producción son de arriba de 50 US$/b, debido al costo de las tecnologías que se requieren para lograr su explotación; mientras más complejos los yacimientos requieren de tecnologías más complejas y más costosas. Figura 45. Evolución tecnológica en la explotación de aceite. Las tecnologías del futuro, además de las utilizadas en la explotación de nuevos yacimientos descubiertos, seguirán siendo todas las empleadas para el mejoramiento de la producción en campos maduros: las que Especialidad: Ingeniería Petrolera Página 42 de 52

43 tienen que ver con la perforación de pozos no convencionales; el aseguramiento de flujo; tecnologías para abaratar la reintervención de pozos en localizaciones difíciles; herramientas para intervenir pozos y disminuir los costos logísticos en la reintervención de pozos; mejoramiento en el desempeño de sistemas artificiales de producción; etc. Así mismo las tecnologías para recuperación mejorada tendrán una gran relevancia, ya que con su uso intensivo se pudiesen lograr factores de recuperación final altos, utilizando ya sea métodos químicos, gaseosos o térmicos. La combustión in situ y el uso de surfactantes con espuma parecen ser una excelente opción para yacimientos grandes en formaciones carbonatadas. A continuación analizaremos algunas oportunidades tecnológicas que se vislumbran en nuestros campos maduros. Sin duda que la perforación horizontal ha sido y seguirá siendo la tecnología más útil para mejorar la producción e incrementar el factor de recuperación final. En casi todos los ejemplos exitosos que se han mostrado, la perforación horizontal y las terminaciones especiales, han jugado un papel preponderante. Por razones diversas, en nuestro país se tiene un marcado rezago en la aplicación de esta tan importante tecnología. La Figura 46 muestra que mientras en Canadá se tuvo un incremento exponencial de las perforaciones horizontales con un total de 41,454 pozos, en nuestro país solo se han perforado 499 pozos, con un crecimiento casi nulo en los últimos años. Figura 46. Evolución del número de pozos horizontales, Canadá-México. La Figura 47, muestra que en nuestro país se tiene un retraso en la aplicación tecnológica de 5 años en las tecnologías asociadas a la perforación horizontal, que han sido la piedra angular de los avances de Especialidad: Ingeniería Petrolera Página 43 de 52

44 esta, como son los pozos multilaterales, la aplicación de los controladores de flujo y el uso de las herramientas de geonavegación. Figura 47. Rezago en la aplicación de nuevas tecnologías. El mantenimiento de presión oportuno a los campos digamos que no es una tecnología reciente ni innovadora; sin embargo, si representa una premisa necesaria en casi la mayoría de todos los campos petroleros, ya que los factores de recuperación esperados están muy influenciados por si se realiza o no el mantenimiento de presión para mantener la producción de los pozos. Al respecto es interesante observar que todos nuestros nuevos proyectos de desarrollo deben nacer con su correspondiente proyecto de mantenimiento de presión donde éste se requiera, o bien implementarlo en aquellos campos jóvenes o maduros en donde el factor de recuperación final sea susceptible de incrementarse; éste no ha sido el caso de muchos yacimientos en explotación. En la Figura 48 se observa que el 91% de nuestros campos no tiene mantenimiento de presión; sin embargo, es importante recalcar que los más importantes y los que más reserva tienen si cuentan con mantenimiento de presión como es el caso de Akal, Ku-Maloob-Zaap, complejo Bermúdez, Jujo-Tecominoacán, por citar algunos. De cualquier manera el mantenimiento de presión aunque es una premisa indispensable en la explotación de campos, sigue siendo un área de oportunidad muy importante en nuestros campos maduros. Especialidad: Ingeniería Petrolera Página 44 de 52

45 Figura 48. Mantenimiento de presión en campos maduros, México. Todas las tecnologías para el mejoramiento de la producción (IOR) juegan un papel muy importante en las expectativas para incrementar las reservas y por consiguiente el factor de recuperación final; sin embargo, como etapa final de explotación, muchos campos son susceptibles para la aplicación de algún método de recuperación mejorada (EOR), que puede ser gaseoso, térmico o químico. Generalmente estos métodos requieren de costos de producción elevada, de aquí la importancia de su planeación y definición, ya que los márgenes de ganancia tienden a ser reducidos. En algunos contados casos, los métodos de recuperación mejorada son imprescindibles para la explotación de algunos campos de aceite viscoso o de baja permeabilidad. La expectativa es que se pueda incrementar el factor de recuperación final en un 3% con la aplicación de estos métodos, pasando de un 42% a un 45%. La Figura 49 muestra la evolución y expectativa de crecimiento de los métodos de recuperación mejorada. Estos métodos solo representan el 4% de los campos que se explotan, con un total de aproximadamente 220 proyectos en el mundo para el año 2012 y con una aportación de la producción de aproximadamente 300,000 bpd, la cual representa solo el 0.375% de la producción mundial de aceite; o sea, prácticamente despreciable, explicado sólo por los altos costos de producción involucrados, y los márgenes de ganancia tan reducidos. En el mismo gráfico se observa que los métodos de recuperación mejorada, seguirán creciendo y que para el año 2050, el 15% de la producción mundial dependerá de alguno de estos métodos. Especialidad: Ingeniería Petrolera Página 45 de 52

46 Figura 49. Evolución y expectativa de crecimiento de métodos de EOR. La recuperación mejorada en nuestro país ya se aplica en los yacimientos de aceite pesado en Samaria con métodos térmicos, en donde se extraen aproximadamente 53,090 bpd de aceite extrapesado. Por otro lado, todos los yacimientos naturalmente fracturados tienen un potencial muy importante para la aplicación de algún método, ya que en la matriz de la roca que tiene muy baja permeabilidad, se tienen volúmenes muy importantes de hidrocarburos. Se ha estado trabajando para desarrollar un método de inyección de surfactantes con espumas para el Campo Akal, muy probablemente el año próximo se esté llevando a cabo una prueba piloto; los resultados serán muy importantes para una posible masificación a yacimientos de la zona marina y terrestre con las mismas características. Desde luego que la evaluación económica jugará un papel muy importante en la factibilidad de ser aplicados. La gran oportunidad que tenemos es que mediante los instrumentos de contratos que la reforma energética nos dio, puede ser factible incentivar la inversión en este tipo de proyectos. CONCLUSIONES 1) En nuestro país se tiene una gran oportunidad de incrementar substancialmente las reservas 2P en el 73% de los campos productores considerados maduros, llevando la expectativa de factor de recuperación final de un 35% a un 45%, con una reserva 2P incremental de 12,215 MMb, basado en el índice geotécnico de calidad de nuestros yacimientos 2) En el mundo hay países y empresas operadoras que tienen como mira incrementar sus factores de recuperación hasta un 70%, Especialidad: Ingeniería Petrolera Página 46 de 52