V Congreso Anual Conjunto de Asociaciones del Sector Energético Proyectos de Recuperación Mejorada de PEMEX EyP: Retos y Oportunidades Dr. Fernando Rodríguez de la Garza Subdirección de Gestión de Recursos Técnicos Acapulco, Gro. 21-22 de Junio de 2013
Contenido Antecedentes Estrategia de RMej de PEMEX EyP Retos de RMej en YNF Conclusiones 2
Ciclo de vida de un yacimiento Exploración Abandono Descubrimiento Delimitación (libera aceite atrapado) Recuperación Secundaria (agrega energía) Recuperación Primaria (energía natural) Desarrollo 3
Los procesos actuales dejarán grandes volúmenes de aceite en los yacimientos: 75 MMMB en YF y 100 MMMB en YnF (MMMb) 140,000 120,000 100,000 80,000 60,000 40,000 20,000 Fracturados 31,229 No Fracturados FRa = 0.26 ; FRf = 0.38 FRa = 0.05 ; FRf = 0.11 120,494 120,494 114,448 Otros APC + APKMZ 45,335 31,229 114,488 Otros AIATG 12,342 12,342 5,669 5,669 FR promedio actual en YF es 26% y el final esperado 38%. En YnF el FR promedio actual es 5% y el final esperado 11% La certidumbre de la existencia de los volúmenes de aceite remanente es alta 0 N Reserva Original Np N Fracturados Reserva Original Np 4
La Recuperación Mejorada representa una de las principales oportunidades y retos para PEP Volumen asociado al reto técnico, MMMBOE Número de proyectos que definen el reto técnico como crítico 1 2 2 17 Los recursos de RMej representan un FR adicional de 3% a 8%, equivalente a la producción acumulada de Abkatún-Pol-Chuc y Cantarell, respectivamente De los retos enfrentados, RMej es el tema de mayor dispersión Fue necesario definir una estrategia de RMej a nivel PEMEX EyP, para capturar sinergias y alinear los esfuerzos de Regiones y Activos Notas: Reservas potenciales para RMej basadas en volúmenes originales 2P y factores de recuperación promedio de la industria. Valores basados en reservas 2P remanentes para yacimientos de baja permeabilidad y crudos pesados y extra pesados; recursos prospectivos para aguas profundas. Fuente: Fichas técnicas de PEMEX, Informe anual de Recuperación Secundaria y Mejorada en México Pemex 2008 5
Los procesos de RMej incrementarán los factores de recuperación finales Factores de Recuperación Típicos Producción Primaria Secundaria Mejorada Emplea energía natural del yacimiento. Usa sistemas artificiales de producción. Agrega energía al yacimiento. En YF, acelera prodn de aceite móvil. Libera aceite atrapado en el medio poroso. Tiempo 6
La Rec Secundaria no es tema nuevo para PEP 1951 El primer proyecto de Recuperación Secundaria. Se inyecta agua en el campo Poza Rica y alcanza una producción de aceite de 149 mil barriles por día Np = 390 MMB 1961 Inyección de Agua al Campo San Andrés. Np =219 MMB 1968 Inyección de Agua al Campo Tamaulipas - Constituciones. Np=144 MMB 1983 Inyección de Agua al Campo Ogarrio. Np=7 MMB 1991 Inyección de agua en Abkatún-Pol Chuc. Np=404 MMB PEMEX tiene el reconocimiento internacional en proyectos de RSec / Manto. de Presión con Nitrógeno por su aplicación en Cantarell 1950 1960 1970 1980 1990 2000 Inyección de agua: 1970. Campo El Golpe. Np=24.3 MMB 1974. Campo La Venta. Np=7.7 MMB 1976. Complejo Antonio J. Bermúdez 1977. Campo Sitio Grande. Np=112 MMB Campo Cuichapa. Np=37 MMB Mayo 2000. Inyección de nitrógeno en Cantarell. Np = 4500 MMB 2004-2006 se reorganiza el Proyecto Integral Delta del Grijalva y reactiva desarrollo; producción máxima 156 mil barriles por día. 2006. Inicio de inyección de bióxido de carbono en Sitio Grande 2008. Inicio de inyección de nitrógeno en KMZ. 1978. Campo Rodador. Np=2.1 MMB. Campo S. Magallanes. Np=24 MMB 7
Procesos de Recuperación Mejorada Modifican propiedades de la roca y/o fluidos del yacimiento: TI, Mojabilidad, µo 8
Tradicionalmente Pemex no ha explotado recursos por recuperación mejorada debido al mayor costo Costo de producción (USD / bbl) 140 130 120 110 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 Recursos disponibles a nivel mundial Petróleo producido Aguas profundas y ultraprofundas Medio oriente y Norte de África Aceite convencional (otros) EOR CO2 EOR otros Ártico Aceite pesado y bitumen Shale Oil Gas a aceite Carbón a aceite 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000 Las tecnologías de RMej tienen costos de producción mayores a los del aceite tradicional Ante recursos financieros limitados, Pemex ha dirigido las inversiones a la explotación primaria y secundaria de aceite por el menor costo Volumen (MMMBPCE) 9
Existe abundante experiencia en la industria en recuperación mejorada En desarrollo / producción Pruebas piloto Investigación y desarrollo Métodos Térmicos Gases Miscibles Métodos Químicos Vapor / agua caliente Calentamiento eléctrico Combustión in situ Gas hidrocarburo Dióxido de carbono Nitrógeno ASP Microbiana Pemex está en desventaja con las grandes operadoras en cuanto a RMej RMej se aplica con sustento técnico desde los 1950 s, adquiriendo impulso al incrementarse el precio del aceite Existen mas de 350 proyectos de RMej en el mundo que aportan el 2.2% de la producción global Fuente: OGJ 2008, Páginas de internet de las compañías mencionadas 10
Sin embargo, la experiencia en yacimientos naturalmente fracturados es limitada Proyectos en operación en 2008 (Basado en 350 proyectos 1.78 MMBD) Arenas/Areniscas Carbonatos Otros N/D Proyectos planeados 2008 en adelante (Basado en 30 proyectos) Arenas/Areniscas Carbonatos Otros N/D YNF 28% 10% 13% 4% 62% 17% 67% Existe poca experiencia documentada de RMej en yacimientos naturalmente fracturados (YF) Los YF representan un reto importante para la RMej al contener el aceite remanente en la matriz, de difícil acceso, ya que los fluidos de inyección se mueven a través del sistema de fracturas Por el volumen de los YF en el país y la necesidad de implementar procesos de RMej en ellos, Pemex tiene la oportunidad de tomar el liderazgo global en RMej para YF 11
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Pemex cuenta con una estrategia integral de Recuperación Mejorada Proyectos y tecnologías Enfoque en los 19 campos de mayor volumen (60% de VOA) Desarrollo inicial de 11 pilotos para establecer elementos básicos de implementación Considera además campos complejos y maduros Desarrollo o adquisición de tecnologías requeridas Organización Creación de grupos de recuperación mejorada en los Activos: Estudios, diseño y ejecución de pilotos Planeación, ejecución y seguimiento de proyectos a escala de campo Visión 2020 Consolidar e intensificar proyectos de RSec y ser la empresa líder en RMej para yacimientos naturalmente fracturados Procesos Desarrollo de proyectos y asignación de recursos para: Mitigar la incertidumbre asociada a proyectos de RMej Asegurar los recursos para ejecución de estudios de laboratorio y pilotos Competencias Desarrollo a través de vehículos prácticos y académicos. Capacitación de personal para tripular los proyectos: 25 Maestrías y 20 Doctorados en el periodo 2010-2018. 13
Se tienen identificados los campos prioritarios, su análogo y el tipo de tecnología a probar Campos Cantarell Campos de Prueba (Análogos) Akal KL, Chac A Pilotos Inyección de surfactantes espumados en zona invadida por gas en Akal KL 19 campos prioritarios Ku-Maloob-Zaap Complejo AJB Abkatun-Pol- Chuc Jujo- Tecominoacán Poza Rica Ébano Pánuco Cacalilao ATG Norte (6) Miquetla, Coyol, Humuapa, Remolino, Corralillo y Soledad ATG Sur (4) Agua Fría, Tajín; Coapechaca, P. Alemán Maloob Cunduacán Chuc Cárdenas Poza Rica Samaria Terciario Coyotes Soledad Agua fría B C D E F G H I J K Inyección de solución surfactante en zona invadida por agua en Chac Inyección de CO 2 en Maloob Inyección de surfactantes espumados en el Complejo Antonio J. Bermúdez Inyección de gas hidrocarburo en Chuc Inyección de aire en Cárdenas Inyección de surfactantes en Poza Rica Inyección de vapor en Samaria Terciario Inyección de CO 2 en Coyotes Inyección de aire en Soledad Inyección de CO 2 en Ogarrio Los 11 pilotos de la primera ola dan los elementos básicos para implementar RMej en el resto de los campos prioritarios de PEP 14
Desarrollo de proyectos RMej conforme a tiempos y costos observados en la industria Estudios de laboratorio y diseño de pilotos (Conv) Pruebas piloto (Convencionales) Implementación a escala de campo Construcción Operación del proyecto Duración hasta 2 años Duración - 2 a 4 años Duración - 2 a 3 años Duración del proyecto Costo estimado - 10 a 50 MM pesos Desarrollo de estudios de laboratorio y diseño de pilotos Costo estimado - 65 a 300 MM pesos Duración dependiente de experiencia disponible en campos análogos y con las tecnologías de RMej Costo ligado a la producción esperada 0.6 a 2.5 USD por barril El tiempo puede variar dependiendo del método RMej y las instalaciones existentes en el campo Costo de la producción esperada - 10 a 25 USD por barril 5-9 años bajo mejores prácticas Primer aceite Este ciclo de desarrollo típico puede ser afectado por otras prioridades o el precio de los hidrocarburos En algunos campos se podrá prescindir de las pruebas piloto, dada la existencia de análogos, y reducir los tiempos del ciclo de implementación de RMej; esto será posible una vez que exista experiencia en los campos de PEP Notas: Tiempos observados en literatura de la industria Fuente: Entrevistas, Oil & Gas Journal, Rigzone, Elsevier, SPE 15
Pemex ya inició los esfuerzos hacia la implementación de procesos de Recuperación Mejorada Documentación de requerimientos Identificación de la necesidad Identificación de oportunidad y brechas respecto a la industria Desarrollo de la estrategia integral de Recuperación Mejorada (2009) Integración en el Plan de Negocios de PEP (2010) Primera esfuerzo: Cárdenas en 2002 e incremento gradual hasta 23 campos contemplados en el programa actualizado Selección de tecnologías Screening preliminar de tecnologías disponibles: IMP (2008) Selección de tecnologías a partir de screening preliminar y trabajos posteriores Métodos térmicos: Cárdenas, Samaria Neógeno, Inyección de gases: Maloob, Chuc Inyección de químicos: Cantarell, CAJB, Pol, Ek- Balam, Poza Rica Identificación de estudios de laboratorio por campo (2010) Definición de requerimientos de pilotos específicos (2010) 23 proyectos con presupuesto definido para pruebas y pilotos (2010) Ejecución de estudios de laboratorio y pruebas piloto Colaboración con expertos reconocidos mundialmente (i.e. IMP, UT-Austin, URice, Stanford U, CSM, IFP, RERI ) Samaria T., inyección de vapor 2009 Cárdenas: Combustión in situ, Akal: Surfactantes antesala de ejecución 16 16
Perspectivas de la Estrategia de RMej al 2016 2012 2013 2014 2015 2016 Proyectos Procesos Organización 10 estudios de lab 8 pilotos diseñados 7 Pilotos iniciados Piloto Samaria es +: Aplicación masiva Documento rector de Proyectos Fondo HC FEL modificado aprobados (5) Propuesta proyectos al Fondo de HC Definición de Equipos de RMej 5 estudios de lab Diseño de 7 pilotos 4 Pilotos iniciando (Akal KL, Cárdenas) 5 pilotos evaluados Aprobación de los Equipos por GEDI Integración de equipos 2 estudios de lab Diseño de 1 pilotos 3 Pilotos iniciando 5 pilotos eval ( Akal KL ) Consolidación de equipos de RMej Diseño de 1 prueba piloto 2 Pilotos iniciando 3 pilotos evaluados (Cárdenas ) Equipos integrados y operando 1 Piloto iniciando 3 pilotos evaluados Equipos integrados y operando Competencias 6 posgrados iniciados: 6D 2 Masters incorporados 5 posgrados inician: 4D, 6M Iniciar 4 Maestrías y 5 Doctorados Se incorporan: 4D Iniciar 4 Maestrías y 5 Doctorados Se incorporan: 6M, 2D Iniciar 4 Maestrías Se incorporan: 4M 17
Metas y Estimados del programa de RMej Volumétricas Metas Primera producción por recuperación mejorada Plataforma de producción potencial de 400 MBD mínima durante 20 años Producción acumulada de 1000 millones de barriles por RMej Estimados 2017 ~ 2023 ~ 2028 Metas físicas Inicio de pruebas pilotos de la 1ª ola Primera Producción de RMej en 6 campos/complejos prioritarios Primera producción de RMej en los campos prioritarios 2012-2013 ~ 2017-2018 ~ 2021-2023 18
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Campo Akal-Complejo Cantarell Características Relevantes Carbonatos naturalmente fracturados y vugulares Aceites pesado: 22 API y 3cp @cy Temperatura: 95-120 C Presión inicial: 270 Kg/cm 2 Profundidad cima: 1000 mbnm Espesor / Relieve: 1,000 / 2,200 m 6 API φ tot: hasta 10% Kf : 2,000 10,000 md Km: < 5 md Primer aceite: 1979 1.2 MMBD en 1981/ 40 pozos 1 MMBD durante 16 años PMOC en 1997 20
Proyecto de Rec Mej del Campo Akal Condiciones actuales de Akal: Se inyecta N2 desde el año 2000 Casquete de gas: 1000 + m Zcwo = 650 m (Sur) Col de aceite discontinua: Bloques N, S & KL Espesores en col de aceite: 60-100 m Aceite Oil Gas Drene gravitacional Impulsores de RMej: Gran vol remanente de aceite después del N2: Actualmente ~ 9,000 y 4,500 MMB en zonas invadidas por gas y el acuífero. Recuperación adicional esperada:10% Water Agua Imbibición de agua (baja) Poca experiencia internacional dado el tipo y condiciones de los YNF 21
Rec Mej en Akal Recuperación Mejorada con Químicos Inyección de surfactante espumado en casquete de gas DD-Surfactantes en la zona invadida por el acuífero Estudios de Laboratorio: Rice U & UT-Austin Selección de surfactantes óptimos Comportamiento de fases, TI, adsorpción Imbibición espontánea y desplazamientos en núcleos Caracterización del flujo de espumas en fracturas Diseño de Prueba Piloto: PEMEX-IPS Surfactante espumado en casquete de gas del Bloque KL Modelo sectorial del área piloto desarrollado con CMG-Stars Prueba piloto no convencional 22
Retos de RMej de Akal Alta T (hasta 120 C) y salinidad del agua de formación (120,000 ppm) La distribución eficiente del surfactante en el casquete de gas y el suministro a la matriz a través de la red de fracturas: controlar su movilidad para evitar se segregue a través de las fracturas inyectará como espuma Desarrollar la formulación óptima de surfactantes para alta T, S y capacidad de formar espumas : U Rice Desarrollar el modelo de simulación con STARS para el diseño de la prueba piloto de inyección de surfactante espumado en Akal KL: La caracterización y modelado del flujo de espumas en fracturas 23
Retos de RMej de Akal Diseño de una prueba piloto no convencional: Los arreglos de inyección-producción tradicionales no aplican por el carácter segregado del flujo en fracturas Los beneficios del piloto no se pueden medir por producción incremental de aceite: Datos del piloto permitirán calibrar el modelo sectorial y estimar los beneficios La medición de cambios en SoR mediante registros geofísicos de pozos y en núcleos de pared dará información del desempeño de los surfactantes, aunque limitada a pocas pulgadas alrededor del agujero 24
Contenido Antecedentes Estrategia de RMej de PEMEX EyP Retos de RMej en YNF Conclusiones 25
Conclusiones La implementación de prácticas de recuperación mejorada representa una gran oportunidad para incrementar los factores de recuperación finales en los campos de Pemex. PEP ha reconocido la necesidad de implementar dichas prácticas a través de su Plan de Negocios, en el que se define como un programa la implementación de estas tecnologías Los proyectos de recuperación mejorada en yacimientos fracturados son, sin embargo, de alta complejidad e incertidumbre, y son un reto al no existir experiencia en el contexto internacional 26
Conclusiones PEP ha iniciado los esfuerzos de recuperación mejorada y tiene hoy una estrategia integral en ejecución apuntando a ser líderes de la industria en procesos de Recuperación Mejorada para yacimientos naturalmente fracturados La primera ola de pilotos de la estrategia se encuentra en desarrollo; este esfuerzo permitirá reducir la incertidumbre en la implementación a escala de campo La implementación de recuperación mejorada requiere del involucramiento de actores gubernamentales y de la iniciativa privada para el desarrollo de una estrategia de aseguramiento de insumos de inyección: principalmente Surfactantes y CO 2 27
V Congreso Anual Conjunto de Asociaciones del Sector Energético Gracias por su atención!!! Dr. Fernando Rodríguez de la Garza Subdirección de Gestión de Recursos Técnicos Acapulco, Gro. 21-22 de Junio de 2013
Respaldo 29
Mecanismos de Producción Recuperación Primaria en YF Expansión de roca y fluidos al declinar la presión Entrada natural de agua: Agua desplaza el aceite contenido en fracturas La roca matriz, de mojabilidad mixta, imbibe una cantidad limitada de agua de las fracturas que la rodean y entrega una cantidad equivalente de aceite. Aceite Drene gravitacional de aceite Gas Formación y expansión de un casquete de gas: Gas desplaza el aceite contenido en fracturas a medida que el contacto gas-aceite desciende La roca matriz invadida por el casquete cede aceite a las fracturas y toma gas a cambio al desarrollarse el mecanismo de drene gravitacional de aceite, creado por la competencia entre fuerzas gravitacionales y capilares que actúan. Agua Imbibición de agua 30
Mecanismos de Producción Recuperación Secundaria en YF Gas Inyección de agua o gas da energía al yacimiento Los mecanismos de producción de RSec en YNF son los mismos que operan durante la etapa primaria. Debido a la afinidad del aceite con la roca (mojabilidad) la inyección de gases permite recuperar mas aceite de los YF de México que la inyección de agua Beneficios de mantener presión inyectando gas: Producción acelerada de la reserva de aceite Volumen incremental de aceite que se obtiene de la zona del yacimiento que se evita sea invadida por el acuífero Agua Aceite Gas Recuperación Secundaria es sinónimo de Mantenimiento de presión 31