Activo de Producción Cantarell

Contenido ASOCIACIÓN REGIONAL DE EMPRESAS DEL SECTOR PETRÓLEO, GAS Y BIOCOMBUSTIBLES EN LATINOAMÉRICA Y EL CARIBE Introducción Activo de Producción Cantarell Experiencias y Resultados de la Inyección de Nitrógeno en el campo Akal Antecedentes Desarrollo del Proyecto Resultados Conclusiones Ing. Guadalupe Luna Camarillo 86ª Reunión ARPEL a Nivel de Expertos (RANE) Gestión de Reservorios 6 y 7 de octubre de 2014 Buenos Aires, Argentina 1

Introducción Información General Columna Geológica 460 200 m. 100 m. 50 m. ACEITE PESADO ACEITE LIGERO NUEVO CAMPO ACEITE PESADO NUEVO CAMPO ACEITE LIGERO PROYECTO COSTERO 25 m. YAXCHE-1 DOS BOCAS 500 540 580 SINAN 101A 1A ZAAP-1 EK BALAM KU KUTZ IXTALTARATUNICH CANTARELL 301 101IXTOC-1 201 TAKIN ABKATUN1 BATAB 2130 TOLOC CAAN OCH POL KAX-1 CHUC FRONTERA 0 30 Km. ESCALA GRAFICA Localización: 87 km al NE de Ciudad del Carmen, Estado de Campeche.. Descubierto en 1975 al perforar el pozo exploratorio Chac-1. Pozos perforados: 705 Pozos operando:220 Producción máxima: 2,282 mbd y 850 MMscft/d en noviembre de 2003. Proyectos: Cantarell y Ek-Balam UECH KAB-101 KIX-1 YUM-2 KIX-2 2-B401 MAY-1 MISON-1 MALOOB-103 BACABLUM-1 CD. DEL CARMEN 620 2170 Cantarell 2090 2050 CENOZOICO MESOZOICO Calcarenas Mudstone-wackestone de intraclastos, color crema a gris claro, con formas subangulosas a subredondeadas. Matriz de color gris claro, muy dolomitizada. Con alto fracturamiento. Φ= 5-10% Sw= 30-60% Espesor promedio= 60 metros Brecha Calcárea (BTPKS) Dolomía Litoclasticas, Mudstone -Wackestone cementado en matriz calcárea con dolomitización, alta disolución en vúgulos y en el medio fracturado Φ= 8-10% Sw= 10-12% Espesor promedio= 260 metros Cretácico Medio (KM) Carbonatos dolomitizados, con bajos los valores de resistividad, poca presencia de vugulos, alta presencia de fracturas. Φ= 6% Sw= 20-25% Espesor Medio= 106 metros Cretácico Inferior Mesodolomitas de color amarillo a café de un gris claro a oscuro. Alta presencia de fracturas. Φ= 7% Sw=12-15% Espesor promedio= 150m(NORTE), 400m (SUR) Jurásico Superior Kinmeridgiano Parte inferior con intercalación de lutitas y calizas. Parte media con ooids Grainstone dolomitizados Parte superior con intercalación de dolomitas con lutitas. Medio y Micro-Fracturado Φ= 4-5% Sw= 20-30% Espesor Promedio= 296 metros Jurásico Superior Oxfordiano Conformado por arenas de cuarzo deleznables, delimitado en la parte superior e inferior por anhidritas. Φ= 22% Sw= 16% Espesor Promedio= 100 metros 2

Ficha Técnica del Campo Akal Instalaciones de producción del APC Ubicación geográfica El campo Akal se encuentra a 87 Km de ciudad del Carmen, Campeche con una producción de aceite de ~202 mil barriles por día. Bok Nab Tunich Kanche Lem Numan Baksha Kayab Pit Yaxiltun Ayatsil Pohp Maloob Zaap Tson Ku Bacab Kutz Ixtoc Akal Manik Kambesah Taratunich Sihil Batab Pol Tekel Proyecto Cantarell Abkatun N Proyecto Ek-Balam Lum Nohoch Chac Ek-Balam Takin Akal 2 Horizontes Geológicos: Cretácico y JSK Producción aceite (Mbpd): 202* Producción gas (MMpcd): 920* Pozos con auto abastecimiento BN 66 Pozos con BN 88 Pozos productores : 154 Centros de proceso de producción: 7 Densidad del aceite ( API): 22 Presión @PPR (kg/cm²): 72 Viscosidad (cp @ Pb): 2.59 Volumen original (MMbls): 30,434 Reserva original 2P (MMbls): 15,161 Reserva Remanente 2P (MMbls): 2,450 Producción acumulada Np (Dic-13) (mmbls): Factor de recuperación Actual (%): Factor de recuperación final (%): 12,771 42.0 49.7 Centros de procesos 7 Plataformas de perforación Plataformas de compresión 58 14 Ductos 597 FRONTERA Cd. Pemex CD. DEL CARMEN * Producción de aceite y gas @ diciembre de 2013 3

Proceso de Explotación de Hidrocarburos Contenido INYECCIÓN DE GAS AL YACIMIENTO CONDENSADOS Introducción PLATAFORMA DE PERFORACIÓN AKAL-G/GR GAS A BAJA PRESIÓN PLATAFORMA DE COMPRESIÓN AKAL-GC REBOMBEO PLANTA DE RECOMPRESIÓN DE GAS ATASTA BOMBEO NEUMÁTICO ACEITE PESADO GAS CD. PEMEX CACTUS NVO. PEMEX TERMINAL DOS BOCAS Antecedentes Desarrollo del Proyecto ACEITE PESADO PLATAFORMA DE PRODUCCIÓN AKAL-G1 ACEITE PESADO TERMINAL MARÍTIMA CAYO ARCAS (MEDICIÓN) Resultados ACEITE Conclusiones PLANTA DE N 2 CNC FPSO TA KUNTAH UNIDAD FLOTANTE DE PRODUCCIÓN, ALMACENAMIENTO Y DESCARGA CENTRO DE PROCESO AKAL-C NUEVO TEAPA 4

Antecedentes Alternativas de inyección de fluidos Producción de Aceite (MBPD) 1500 1250 1000 750 500 250 Pws = 270 Justificación del Proyecto Qo Pws AKAL Pozos Productores N de pozos Pozos con BN Qo = 1,017.3 150 141 Pws = 125.5 0 79 80 82 84 86 88 90 92 94 96 98 Año Presión Pozos Productores con bombeo neumático 300 250 200 150 100 50 0 Presión (Kg/cm 2 ), Número de Pozos Inyección de agua La inyección de agua no se consideró por: Factores de recuperación estimados de hasta 20 por ciento menores con respecto a la inyección de gas Las características de los yacimientos de Cantarell podrían originar canalizaciones que producirían irrupción prematura de agua en los pozos, efecto contrario al que se quería obtener al mantener homogéneo el movimiento del contacto gas-aceite con la inyección de gas Experiencias negativas con otros yacimientos naturalmente fracturados de otras regiones de PEMEX Inyección de gas La inyección de gas se definió como la mejor opción debido a que maximiza el valor económico de las reservas: Promueve mejor el proceso de drene gravitacional del aceite por gas Mayor factor de recuperación de hidrocarburos Opción más rentable 5

Características de los Gases de Inyección Aspectos clave en las selección del gas a inyectar Gas Natural Nitrógeno CO 2 Gas Combustible Aire 1 Composición 85% CH 4 100% N 2 100% CO 2 85% N 2,10% CO 2, 5% CO. 80% N 2, 20 % O 2. 2 Densidad 0.65 0.96 1.50 0.98 1.00 3 Poder calorífico (BTU) 1,000.00 0.00 0.00 0.00 0.00 4 5 6 7 Efectos adversos a la formación Efectos adversos a la tubería Efectos adversos al compresor Problemas de los intercambiadores de calor Ninguno Ninguno Ninguno Ninguno Ninguno Corrosión interna y externa Ninguno Ninguno - Obstrucción por partículas y residuos de gas Corrosión excesiva interna y externa Las válvulas, interconexiones y tramos de tubería pueden averiarse. Ninguno Corrosión por oxígeno Ninguno Ninguno Ninguno - Fallas operativas Ninguno 8 Ambientales Ninguno Ninguno Dispersión del CO 2 Dispersión del CO 2 Ninguno 9 Geopolíticas Conclusiones Interrupción del suministro Usar hasta que el N 2 esté disponible Ninguno Usar como fluido de inyección Interrupción del suministro. Se tiene que importar. Ninguno Ninguno No recomendable No recomendable No recomendable Disponibilidad Efectos en el yacimiento Impacto ambiental y manejo seguro Requerimiento de instalaciones Costo, $/Mscf: 1.1 N2 vs 2.7 gas HC Costo final de N 2, $/Mscf: 0.36 (A través de la licitación del servicio de suministro) 6

Estudios realizados para el diseño de la estrategia de explotación Estudios y Prueba de Campo Pruebas de inyectividad (PEMEX) Inyección de trazadores (PEMEX-IMP) Pruebas especiales en núcleos en sistemas agua-aceite gas-aceite (Marathon) Estudios de convección y difusión (PEMEX-IMP) Pruebas de laboratorio para sistema roca-fluido y simulación numérica 2D (PEMEX_IFP). Estudios de simulación numérica de yacimientos (PEMEX- Schlumberger-NSAI) Presión de Fondo Inyectado Kg/cm² 130 120 110 100 90 80 70 Barcaza Sara María 5 Unidades Inyectoras 7 Termos de Nitrógeno Prueba de Inyectividad Pozo C-57A Akal-E Análisis integral con el fondo del pozo como nodo de solución. 0 5 10 15 20 120 Qgi MMPCD Yacim Prueba 70 kg/cm² 70.81 kg/cm² 72.08 kg/cm² 73.14 kg/cm² Barco 221 Pozo C -57A A kal-d Cabina para Registros P- T (Alta Resolución a Tiempo Real) Qgi MMPCD 100 80 60 40 20 Comportamiento de la inyección de gas en función de inyección en la cabeza 0 70 75 80 85 90 95 100 105 Presión de Inyección Kg/cm² Ninguna parte TP. 4.5" del mismo y 5.5" puede circularse, TP. 7" citarse TP. o 4.5" reproducirse TP. 3.5" para su distribución externa, sin previa 7

Inyección de Trazador en Zona de Aceite Comportamiento de la concentración de N2 en zona de aceite Convección forzada Evaluación con la inyección de un trazador radioactivo de la anisotropia, convección y difusión en un yacimiento naturalmente fracturado. S Fecha Irrupción 6/NOV/99 C-2257D Fecha Irrupción 16/ENE/00 Pozo de muestreo Pozo Inyector C-86 C-2096 C-2098 R G Fecha Inyección 25/OCT/99 C-2078D Fecha Irrupción 25/NOV/99 Fecha Irrupción 16/ENE/00 Modelo físico Distribución de N2 en el aceite lejos de la zona de pozos Conclusiones (malla 10000 nodos en z Los efectos de la convección natural por gradientes geotérmicos sobre el movimiento de fluidos en la zona de aceite son despreciables comparados con los producidos por la x = 6 cm) convección forzada de la extracción. El nitrógeno sólo contamina una pequeña zona por debajo del CGA cuyo tamaño alcanza un máximo durante los primeros meses de contacto entre el nitrógeno y el aceite. Haciendo uso de datos obtenidos en el pozo 66-A, se estima que el tamaño de la zona contaminada es menor a 40 metros por debajo del CGA y el coeficiente de dispersividad es menor a 14.5 metros. 8

Pruebas de Laboratorio y Simulación con el IFP Análisis de IFP El estudio con el IFP tuvo por objetivo Proveer a Pemex con: o Un modelo fenomenológico que tomara en cuenta los mecanismos de convección y difusión involucrados en un proceso de inyección de N2. o Una primera estimación de las concentración de N2 en las corrientes de gas o Guía para la simulación del modelo completo de campo % N2? RGA, P CGA CAA El problema Gas Aceite Agua N2 RGA, P CGA CAA Difusión N2/gas Difusión N2/aceite Vaporización Pruebas de inyección Propiedades PVT Krg/o, Pc g/o Modelado de conveción Krw/o, PC w/o PEMEX-IMP IMP-IFP IFP PEMEX-IFP-IMP 9

Análisis de IFP Estudios de Yacimiento Realizados Resultados: Concentración de N2 vs tiempo de influencia (en la parte alta del yacimiento) Fracción molar del nitrógeno en la afluencia de gas Fracción molar del nitrógeno en la afluencia de gas vs tiempo en la plataforma Akal-D Kutz Akal Nohoch Chac Modelo de simulación de aceite negro Estudios para afinar distribución de φf y φm vs. profundidad y compresibilidad de matriz y fracturas Actualización de datos presiónproducción Ajuste de historia y pronósticos Modelo de simulación composicional Calibración de la ecuación de estado Migración a versión composicional Ajuste de historia y pronósticos Estudio de sensibilidad de la predicción de la concentración de nitrógeno en la corriente de producción Interpretación de pruebas de radiotrazado Tiempo 19 10

Contenido Proyecto de optimización 1997 Introducción Antecedentes Desarrollo del Proyecto Resultados Premisas Mantener la capacidad de producción de los pozos y reducir costos de mantenimiento. Optimizar el uso de instalaciones existentes. Detener la invasión de agua y favorecer el drene gravitacional para mejorar el factor de recuperación. Plan Maestro Mantenimiento de presión RF = 45-50% OGC 2000 WOC 2000 WOC 1979 OGC future RF = 25-30% Conclusiones Mantenimiento de presión con inyección de N2: 1,200 mmscfd Perforar 214 pozos de nueve plataformas nuevas y conductores disponibles así como 7 pozos inyectores. Producción de 2.0 MMstbd Construcción de 2 centros de proceso Adquisición de una unidad flotante de almacenamiento y entrega (FSO). 11

Inyección de nitrógeno y gas al yacimiento como mantenimiento de presión Instalaciones de Inyección de Gas Planta Cantarell de N2 Gas Aceite Inicio de Inyección... 19 MAY 2000 Recuperación secundaria como mantenimiento de Presión Instalaciones de Inyección Akal E; Inyección de N2 o NG documento es para uso interno por parte del personal autorizado de Pemex Exploración y Producción. Akal-CI; N2 EsteNinguna parte del mismo puede circularse, citarse o reproducirse para su distribución externa, sin previa 68 88 2098 2096 Pozo Qiny (MMpcd) C-47 C-49 C-67 C-69 C-83 C-85 C-87 Total 172 184 174 182 181 123 168 1,184 12

Monitoreo de Presión Cálculo de Presión en Zona de Gas Monitoreo de Presión: Se muestra la distribución areal y vertical de los sensores con los que Corte Transversal SW - NW C-67 DB TM FO O AKAL -CI D GP NB se monitorea el comportamiento de la presión en zona de Gas C-67 C-3062 C-3027D C-3009D C-64 C-3062 C-488D C-3009D C-3027D 1268 mv C-488D NW C-64 C-1069 NE CGA Profundidad Vertical (m) CGA 2180 mvbmr Pozo aceite Pozo gas Pozo invadido Ubicación de sensor Intervalo perforado CAA 2613 mv CAA 2350 mv SW SE SW N Corte Transversal SW - NE C-67 C-64 C-1069 C-488D CAA NW CGA N CAA N SW Ninguna parte del mismo puede circularse, citarse o reproducirse para su distribución externa, NE sin previa 13

Comparación de PWS en Zona de Gas Monitoreo de la concentración de Nitrógeno Pozos Monitores (Ubicación relativa) Se traslada la presión registrada por cada sensor a la profundidad de 2396 mvbmr, plano de referencia para comparar los valores medidos. Concentración de N 2 en el casquete de gas Presión @ 2396 mvbmr (Kg/cm 2 ) C-3027D Se observa un efecto espejo a lo largo de la presión registrada C-3009D por los sensores instalados en los pozos monitores, C-3062 C-1069 independientemente del bloque en que se encuentre, lo que valida el grado de comunicación de cada bloque. C-488D (NW) (NW) (NW) (NE) 2706 mvbmr 2675 mvbmr 2656 mvbmr 2503 mvbmr (SW) 2520 mvbmr (SW) 2531 mvbmr (SW) 2519 mvbmr A S O N D E F M A M J J A S O N D E F M A M J J A S O N D E F M A M J J A S O N D E F M A 2010 2011 2012 autorización escrita 2013 de la Dirección General de Pemex Exploración 2014y Producción. 14

Monitoreo de concentración de N2 Monitoreo de concentración de N2 40 800 1087 B Composición de aceite, C-1087 (B) CI INJECTOR 30 Viscosidad del aceite, C-1087 (B) 1000 % mol 35 30 25 20 15 10 5 0 1200 1400 1600 1800 2000 2200 2400 2600 2800 3000 5-Jul-2001 9-Nov-2001 H2S CO2 N2 C1 C2 C3 I-C4 N-C4 I-C5 N-C5 C6 C7 C8 C9 C10 C11 Viscosidad, (cp) 25 20 15 10 5 0 5-Jul-2001 9-Nov-2001 0 50 100 150 200 250 300 Presión, (kg/cm 2 ) Componente 15

Contenido Resultados del Proyecto Introducción Antecedentes Desarrollo del Proyecto Resultados Conclusiones Qw (Mbpd) Qg (MMsft/d) Qo (Mbpd ) --- Np Sin proyecto Iny. N 2 Iny. Gas Natural Pozos Operando MMcft/d PPR Jun/ 79 Dic/81 Ene/ 82 Dic/89 Ene/ 90 Dic/95 Ene/ 96 Dic/03 Ene/ 04 Dic/09 Ene/ 10 Mar/13 16

Factor de Recuperación Akal vs Yates, Ghawar Beneficios del Mantenimiento de Presión 60 K m = < 5 md NP = 12, 788 MMbls OOIP = 30,434 MMbls AKAL YATES GHAWAR K m =100 md NP = 1,450 MMbls OOIP = 4,300 MMbls K m = 50-1000 md NP = 81,855 MMbls OOIP = 170,000 MMbls Agotamiento natural Mantenimiento de presión Factor de Recuperacion (%) 50 40 30 20 Inyección de Nitrógeno como Mantto. de Presión en el Campo AKAL Implementación de BN como SAP Inyección de Agua 42.01 19.03 48.15 33.79 Proceso de Doble Desplazamiento CGA actual Sor = 33% CGA futuro CAA futuro Sor Sor =46% = CAA actual CAA original CGA actual Sor = 33% CAA actual CAA original CGA futuro Sor = 46% 10 0 11.58 Inyección de Gas Inyección de CO 2 Inyección de Nitrógeno 1 4 7 10 13 16 19 22 25 28 31 34 37 40 43 46 49 52 55 58 61 64 67 70 73 76 79 82 85 Años de Explotación Incremento en el factor de recuperación de crudo Mayor beneficio económico Reducción de costos de operación de instalaciones al acelerar la recuperación de hidrocarburos 17

Contenido Conclusiones Introducción La inyección de N2 ha sido implementada exitosamente para el mantenimiento de presión en un yacimiento naturalmente fracturado Antecedentes Desarrollo del Proyecto El éxito de la recuperación adicional se debe principalmente a la infraestructura, obras terminación y reparación de pozos. La producción de los pozos es directamente dependiente del mantenimiento de presión. Resultados Conclusiones Después de 34 años la producción acumulada de aceite de Akal es mayor a 12.7 MMMb (FR 42%) Un plan de monitoreo de presión y de muestreo de fluidos (concentraciones de N2) ha sido implantado exitosamente en el campo El mantenimiento de presión a través de la inyección de N2 y gas hidrocarburo en Akal representa un aspecto clave en la estrategia de explotación futura. 18

Gracias 19