Manejo de fluido geotérmico y acciones para disminuir la declinación Septiembre 2017 Ing. J. Alejandro Ruiz Lemus alejandro.ruiz@cfe.gob.mx
Capacidad Geotérmica en México CAPACIDAD OPERATIVA 899 MW 2
Cerro Prieto, Baja California - CFE INICIÓ OPERACIÓN 1973 2 0 MAS GRANDE DEL MUNDO CAPACIDAD INSTALADA 720 MW 4 Unidades 25 MW 1 Unidad 30MW 4 Unidades 37.5 MW 4 Unidades 110 MW Todas a condensación 148 Pozos productores 31 Pozos inyectores Profundidad media de pozos 2 500 m Presa de evaporación 14 Km 2 Actualmente opera solo 570 MW 6 000 m 3 /h vapor 8 000 m 3 /h salmuera 3
Los Azufres, Michoacán - CFE INICIÓ OPERACIÓN 1982 CAPACIDAD INSTALADA 225 MW Condensación 3 Unidades 26.6 MW 1 Unidad 26.8 MW 1 Unidad 50 MW 1 Unidad 53.4 MW Contrapresión 3 Unidades 5 MW 52 Pozos productores 6 Pozos inyectores Profundidad media de pozos 1 850 m 1 800 m 3 /h vapor 785 m 3 /h salmuera Azufres III-B Construye una unidad 25 MW a condensación y retiro de 2 unidades de 5 MW para incrementar a una capacidad instalada de 240 MW 4
Los Humeros, Puebla - CFE INICIÓ OPERACIÓN 1990 CAPACIDAD INSTALADA 68.6 MW Contrapresión 3 Unidades 5 MW Condensación 2 Unidad 26.7 MW 23 Pozos productores 3 Pozos inyectores 491 m 3 /h vapor 80 m 3 /h salmuera 5
Tres Vírgenes, Baja California Sur - CFE INICIÓ OPERACIÓN 2001 CAPACIDAD INSTALADA 10 MW 2 Unidades 5 MW 3 Pozos productores 2 Pozo inyectores 38 m 3 /h vapor 160 m 3 /h salmuera 6
Domo San Pedro Lagunillas, Nayarit - Privado INICIÓ OPERACIÓN 2015 CAPACIDAD INSTALADA 25.5 MW Contrapresión 2 Unidades 5 MW de respaldo Condensación 1 Unidad 25.5 MW 3 Pozos productores 1 Pozo inyectores 230 m 3 /h vapor m 3 /h salmuera 7
Localización Manejo de fluido geotérmico 8
Curva característica de producción Apertura 3 Ø Pc=22 Qv=46 m 3 /h Apertura 4 Ø Pc=16.5 Qv=58 m 3 /h Apertura 5 Ø Pc=12 Qv=63 m 3 /h La presión de sistema es 8 9.5 kg/cm 2 9
Equipamiento superficial 10
Manejo del fluido Extracción del recurso 11
Seguimiento del comportamiento producción 2 2 12
Seguimiento del comportamiento producción Mediciones rutinarias de producción pozo Az-22 13
TONELADAS X TONELADAS Seguimiento del comportamiento producción COMPORTAMIENTO DE LA CONDUCTIVIDAD ELECTRICA 140 120 100 80 60 40 20 0 1 500 1 400 ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV 1 DIC 300 1 200 LIMITE (META) UNIDAD 2 UNIDAD 13 1 100 UNIDAD 14 UNIDAD 15 UNIDAD 16 1 000 900 800 700 COMPORTAMIENTO DEL CONTENIDO DE GASES 600 500 2.5 400 300 200 2 100-100 0 1.5 VAPOR COMPROMETIDO - ENTREGADO ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC % 1 0.5 VC-PLAN VP-PLAN VD- CONCIL VE VP-REQUERIDO VCP VCA 0 ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC LIMITE (META) UNIDAD 14 UNIDAD 15 UNIDAD 16 14
Disponibilidad del recurso Pozos productores e inyectores 15
Interconectividad La interconectividad es parte relevante de la explotación del recurso 16
1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Evolución de la producción de vapor PRODUCCIÓN DE VAPOR 1982-2016 18000 VAPOR (miles de toneladas) 16000 14000 12000 10000 8000 6000 4000 2000 0 AÑOS 17
Capacidad Instalada 35 AÑOS EN OPERACIÓN CONTINUA 18
DISPOSICIÓN DE SALMUERA GEOTÉRMICA Inyección en frío Inyección en caliente 19
1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 volumen INYECTADO (miles de m 3 ) Evolución de la Inyección INYECCIÓN 1982-2016 11000 10000 9000 8000 7000 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 AÑOS 20
Pozos inyectores Distribución de pozos inyectores - Profundidad promedio 2 000 m 21
Inyección de salmuera + condensados 6 POZOS INYECTORES AZ-52A 15% AZ-61 18% AZ-03 17% AZ-7A 10% AZ-15 22% AZ-08 18% 73% Salmuera producida 27% Condensados 22
Campo Geotérmico DECLINACIÓN PRODUCCIÓN 23
Método de análisis de la declinación Pozo Az-09 Ø Pc Declinación % Abatimiento % Mezcla Vapor Calidad Entalpía Gasto t/h Gases Evolución de las características de producción Análisis de la declinación 24
Seguimiento Declinación %Abatimiento campo % Zona Sur 10.00 9.00 8.00 7.00 6.00 5.00 4.00 3.00 2.00 1.00 0.00 8.18 6.98 9.08 6.98 % Zona Norte 5.01 5.67 4.24.2 4.7 4.7 5.85 5.3 5.95 5.78 5.47 4.63 5.55 4.36 4.57 5.16 5.05 3.38 0.98 5.05 5.18 3.64 4.47 3.87 1.24 0.33 2.49 2.49 2.50 2.873.26 3.71 3.46 3.55 4.14 2.96 3.77 2.72 0.67 2.49 3.37 2.01 0.44 0.30 2.22 2.39 2.61 2.69 1.631.73 2.09 3.02 2.96 1.471.47 200120022004 1.39 2.17 1.82 2.13 2.101.831.51 2.58 2.45 3.92 2004 Jul Dic 2005 2006 2006 2.14 2.12 1.76 Jul Dic 2007 2007 Jul Dic 2008 2008 Jul Dic 2009 1.17 1.17 2009 1.03 Jul Dic 2010 2010 0.89 0.86 1.48 Jul Dic 2011 2011 0.85 Jul Dic 2012 0.92 2012 0.87 2013 Jul 2013 Dic 2014 Jul 2014 Dic 2015 Jul 2015 Dic 2016 Jul 2016 Dic Jul Dic 25
% DE DECLINACIÓN Declinación 2001-2007 DECLINACIÓN DEL YACIMIENTO ANTES DE 2007 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0 2001 Az-9A Az-28A 2000 Az-1A 2001 1.24 0.67 2002 2003 Az-9AD 2003 Az-16D Az-17 2002 Az-62 Az-65D Az-66D Az-67 Az-69D Aperturas Integración de pozos reparados Perforación de pozos Estimulaciones ácidas Reducción de orificios 0.98 2004 Az-35 Az-46 Az-32 Az-65D 0.33 2004 1er 4.2 4.7 2004 Az-36 Az-43 Az-45 2004 2do 4.2 4.7 2005 2005 Az-23R 2005 Az-1A 2005 Az-9AD 5.01 5.85 2006 Az-68D 2006 Az-56R 6.98 2006 Az-9A Az-56R 2006 Az-16D Az-04 Az-51 2006 1er 5.3 2006 Az-06 Az-56R 2006 2do 8.18 5.95 2007 Az-2A Az-38 Az-25 Az-48 2007 1er Incremento de 88 MW a 194.6 MW Entrada 4 unidades de 26.6 MW 6.98 9.08 26
Acciones técnico operativas antes 2007 Año Zona Pozo Orificio inicial Reducción mm (plg) mm (plg) 2004 Norte Az-43 139.70 (5.50) 114.3 (4.50) Norte Az-45 95.25 (3.75) 63.5 (2.50) Sur Az-36 88.90 (3.50) 63.5 (2.50) 2006 Sur Az-16D 82.55 (3.25) 57.15 (2.25) Norte Az-04 101.60 (4.00) 57.15 (2.25) Norte Az-51 114.30 (4.50) 76.2 (3.00) Reducción de orificios de producción antes del 2007 Año Estimulaciones Ácidas Zona 2005 Az-9AD Norte 2006 Az-9A y Az-56R Norte Estimulaciones ácidas 27
Acciones técnico operativas 2007-2011 Año Estimulaciones Ácidas Zona 2008 Az-68D Norte 2009 Az-25 Sur 2010 Az-36 y Az-51 Sur y Norte Estimulaciones ácidas en pozos de zona Norte y zona Sur Optimizando disponibilidad del vapor entre Zona Norte y Zona sur Año Ubicación Longitud Diámetro 2009 Zona centro 3200 m 508 (20) Interconexión Zonas Norte y Sur 28
Optimizando interconectividad Zona Norte Zona Sur 29
Reducción de orificio de producción Optimizando extracción del recurso Año Zona Pozo Orificio inicial Reducción mm (plg) mm (plg) 2007 Sur Az-17 114.30 (4.50) 101.6 (4.00) Sur Az-37 101.60 (4.00) 88.9 (3.50) Norte Az-09 76.20 (3.00) 50.8 (2.00) 2009 Sur Az-1A 114.30 (4.50) 88.9 (3.50) Sur Az-06 101.60 (4.00) 63.5 (2.50) Sur Az-23R 88.90 (3.50) 76.2 (3.00) Sur Az-33 114.30 (4.50) 88.9 (3.50) Norte Az-13 101.60 (4.00) 95.25 (3.75) 2010 Sur Az-2A 114.30 (4.50) 101.6 (4.00) Norte Az-28A 88.90 (3.50) 76.2 (3.00) 2011 Sur Az-22 165.10 (6.50) 127.0 (5.00) Sur Az-46 101.60 (4.00) 88.9 (3.50) Sur Az-26 165.10 (6.50) 152.4 (6.00) Norte Az-43 114.30 (4.50) 101.60 (4.00) Pozos con reducción de orificios entre 2007 y 2011 30
Acciones técnico operativas 2011-2016 Año Acción Técnica- Operativa Pozo 2011 Reducción de orificios Az-22 AZ-46 Az-26 Az-47 2012 Perforación Az-89 Az-83 Az-90 Reducción de orificios Az-45 Az-57 2013 Fracturamiento Ácido Estimulación Acida Reducción de Orificios Az-47D Az-1D Az-30 Az-38 Az-46 2014 Reducción de Orificios Az-26 Az-23R AZ-37 Az-69D 2015 Perforación Az-75 Az-84 Az-88 Az-81 Reducción de Orificios Az-38 Az-62 Az-32 Az-67 2016 Reducción de Orificios Aperturas Az-38 Az-13 Az-30 Az-42 Az-89 Zona Sur Sur Sur Norte Sur Sur Norte Norte Norte Sur Sur Norte Sur Sur Sur Sur Sur Norte Sur Norte Norte Sur Sur Sur Norte Norte Sur Norte Norte Norte Sur 31
Fracturamiento hidroácido Pozo Az-47D Fracturamiento hidroácido en 2013 mejorando condiciones de producción. 32
Estimulación ácida Pozo Az-30 Estimulación ácida finales 2013 mejorando condiciones de producción. 33
Comportamiento inyección Pozo inyector Az-7A PH promedio 6.8 34
Comportamiento inyección Limpieza mecánica y química 1999 Pozo inyector Az-15 PH promedio 4.29 35
Comportamiento de la declinación 2011-2016 6 5 4 3 2 1 0 4.14 2011 Jul 5.55 3.77 2011 Dic % Zona Sur 2011 Az-22 Az-46 Az-26 Az-43 5.16 3.37 2012 Jul 2012 Az-45 Az-57 2012 Az-89 Az-83 Az-90 3.87 2.61 2.69 2.96 2012 Dic 2.96 2013 Jul 2013 Az-46 Az-38 2013 Az-12D 2013 Az-47D Az-1D Az-30 2.72 2.01 2013 Dic 2.58 2014 Jul 2014 Az-26 Az-23R Az-37 Az-69D 1.63 2.45 2014 Dic 1.73 2.14 2015 Jul 2015 Az-36 2015 Az-38 Az-62 Az-32 Az-67 Az-90 2015 Az-75 Az-84 Az-88 Az-81 1.82 2.13 2.09 2.12 1.76 2015 Dic 2016 Jul Aperturas Estimulaciones Reduccion de orificios Perforaciones 2013 Az-38 2016 Az-13 Az-30 Az-42 3.92 2016 Dic 3.02 % Zona Norte 36
Comparativo Declinación 2010 vs 2016 Pozos integrados 2010 38% 10% 30% 22% 12 Declinación 0-1 % 9 Declinación 1-3 % 4 Declinación 3-5 % 15 Declinación > 5 % Pozos integrados 2016 14% 16% 20% 50% 22 Declinación 0-1 % 9 Declinación 1-3 % 7 Declinación 3-5 % 6 Declinación > 5 % 37
Declinación global menor al 3% Pozos integrados 2010 48% 52% 21 Declinación < 3 % 19 Declinación > 3 % Pozos integrados 2016 30% 31 Declinación < 3 % 13 Declinación > 3 % 70% 38
Capacidad Instalada y Consumo de vapor actual Unidad Potencia MW/h Consumo Vapor t/h - MW Vapor requerido t/h Estado operativo actual 2 5 13.0 68.5 Generando 6 5 12.6 74.0 Generando 7 50 8.4 440.0 Generando 10 5 13.0 73.0 Generando 13 26.8 7.6 198.0 Generando 14 26.6 6.6 190.0 Generando 15 26.6 6.5 189.0 Generando 16 26.6 6.5 187.0 Generando 17 53.4 6.8 368.5 Generando 9 225 7.5 1788.0 AÑO TOTAL TOTAL PROMEDIO TOTAL 2017 Capacidad instalada año 2002 88 MW incrementando al año 2017 225 MW 39
Beneficios obtenidos En el 2015 integró la nueva unidad de generación No. 17 de 53.4 MW, se extrajo mayor recurso geotérmico y aunque hay un ligero incremento en la declinación del campo, este no rebasa el 3%. %Abatimiento campo % Zona Sur 10.00 9.00 8.00 7.00 6.00 5.00 4.00 3.00 2.00 1.00 0.00 8.18 6.98 9.08 6.98 % Zona Norte 5.01 5.67 4.24.2 4.7 4.7 5.85 5.3 5.95 5.78 5.47 4.63 5.55 4.36 4.57 5.16 5.05 3.38 0.98 5.05 5.18 3.64 4.47 3.87 1.24 0.33 2.49 2.49 2.50 2.873.26 3.71 3.46 3.55 4.14 2.96 3.77 2.72 0.67 2.49 3.37 2.01 0.44 0.30 2.22 2.39 2.61 2.69 1.631.73 2.09 3.02 2.96 1.471.47 200120022004 1.39 2.17 1.82 2.13 2.101.831.51 2.58 2.45 3.92 2004 Jul Dic 2005 2006 2006 2.14 2.12 1.76 Jul Dic 2007 2007 Jul Dic 2008 2008 Jul Dic 2009 1.17 1.17 2009 1.03 Jul Dic 2010 2010 0.89 0.86 1.48 Jul Dic 2011 2011 0.85 Jul Dic 2012 0.92 2012 0.87 2013 Jul 2013 Dic 2014 Jul 2014 Dic 2015 Jul 2015 Dic 2016 Jul 2016 Dic Jul Dic 40
Conclusiones De lo anterior expuesto se concluye que el conjunto de acciones realizadas para el aprovechamiento del recurso geotérmico permiten un equilibrio entre la Producción vs Declinación. Integrar el vapor del pozo geotérmico por el orificio de producción óptimo Reducir extracción del recurso geotérmico durante mantenimientos prolongados de las unidades de generación Monitoreo y análisis continuo de las variables básicas del proceso Reducción de la producción de pozos con alto índice de declinación Monitoreo y análisis continuo para optimizar la inyección 41
Conclusiones Planificar y realizar los cambios requeridos en la interconectividad para disposición de fluido geotérmico Aprovechamiento eficiente del vapor por la central de generación Basados en el análisis de declinación de la producción perforar nuevos pozos de reposición de vapor Planificar intervención para estimulación de pozos productores e inyectores Exploración de nuevas zonas de producción e inyección 42
Los Azufres, Michoacán Gracias!! 43
Referencias: RUIZ-LEMUS, Alejandro, Mendoza Covarrubias Alfredo, Magaña Ayala Rodolfo, Hernández Pérez Adriana. Estado actual instalaciones superficiales y producción de pozos Los Azufres Informe y base de datos, (2002-2017) HERNÁNDEZ-PÉREZ, Adriana, Sandoval Medina Alejandro. Análisis de la declinación de la capacidad de aceptación de los pozos inyectores Informe (2017) MEDINA-BARAJAS, Elvia Noemí. Análisis de la declinación de la producción de pozos Informe (2016) 44