2. Antecedentes Del Proyecto de Inyección de Nitrógeno en Cantarell.

El campo Cantarell cubre un área de 134 km2 en la Sonda de Campeche y se encuentra ubicado a 80 km al norte de Ciudad del Carmen; la profundidad del mar en que se ubica el yacimiento varía de 35 a 40 metros (Figura 2.1)

DOS BOCASDOS BOCAS

KAX-1KAX-1UECHUECH

KAB-101KAB-101

SINANSINAN 101A101A1A1A

YUM-2YUM-2401401

MAY-1MAY-1

MISON-1MISON-1

KIX-1KIX-1

KIX-2KIX-2

YAXCHE-1YAXCHE-1

CIUDAD DELCIUDAD DEL CARMEN CARMEN

OCHOCH POLPOL

BATABBATABTOLOCTOLOC

CAANCAAN

CHUCCHUC

200 m.200 m.

100 m.100 m.

50 m.50 m.

25 m.25 m.

IXTALIXTAL

MALOOB-103MALOOB-103

ZAAP-1ZAAP-1KUKU

LUM-1LUM-1BACABBACAB

IXTOC-1IXTOC-1TARATUNICHTARATUNICH

301301201201

10110111

ABKATUNABKATUN

EKEKBALAMBALAM

FRONTERAFRONTERA

TAKINTAKIN

2-B2-B

620620500500 540540 580580460460

21302130

21702170

20902090

20502050

75 km 75 km

KutzKutzAkalAkal

NohochNohochChacChacCANTARELLCANTARELL

Figura 2.1

El complejo comprende cuatro campos adyacentes, Akal, Nohoch, Chac y Kutz; de estos el campo Akal es por mucho el mayor, ya que contiene 92 por ciento del volumen original y representa el 98 por ciento de la producción, los campos Chac y Nohoch son más pequeños y representan sólo el 2 por ciento de la producción.

Para la explotación del campo se cuenta actualmente con 17 plataformas periféricas, tres complejos de producción así como una plataforma modular y 49 oleoductos.

El Proyecto Cantarell constituye el yacimiento más grande de México y el sexto en importancia mundial. Representa una proporción sustancial de las reservas, la producción y la exportación de México (64% de la producción diaria total de petróleo de México).

La Figura 2.2, resume la historia de producción, las operaciones en el campo se iniciaron en 1979, y en dos años alcanzó una producción de 1.15 millones de barriles diarios, para descender posteriormente a un millón de barriles diarios en promedio, nivel que se mantuvo hasta 1995.

La producción del campo empezó a declinar debido a la baja en la productividad de los pozos (de 31000 BPD a menos de 7000 BPD) y como consecuencia de la declinación de presión en el yacimiento. La extracción de fluidos del yacimiento llevó la presión de yacimiento a niveles por debajo de la presión de saturación. De continuar con el mismo esquema de explotación la productividad de los pozos hubiera alcanzado niveles aún más bajos y hubiera conducido a tiempos muy largos de extracción de reservas y en condiciones mucho más desfavorables.

0100200300400

500600700800900

1,0001,100

1,2001,3001,4001,5001,6001,7001,8001,900

2,0002,1002,2002,300

79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 00 01 02 03 04 05 06 07Tiempo (Años)

Np

( X 10

MM

BLS)

Qo

(MBP

D)

015304560

7590105120135150165

180195210225240255270285

300315330345

Inye

cc-N

2 (M

MPC

D)

P

ws

(Kg/

cm2 )

No P

ozos

Qo (BPD) Np (MMBLS)

Pws (Kg/cm2) N2 Prom Mensual

Iny. Gas Nat.

Qo = 2,103.92 BPD

Pws = 98.5 Kcm2

N2=1, 207 MMPCD

Np= 11,006.08 MMBLS

Gn= 74.3 MMPCD

BombeoNeumático

SeparaciónSatélite

Perforación

Inyección de Nitrógeno

1200 1000

800 600 400

200

0

Pws (

Kg/

cm2 )

Figura 2.2. Historia de Producción de Akal (Cantarell)

De esta manera se llegó a la creación de un Comité Directivo de Cantarell cuyo principal objetivo fue propiciar la dirección y el apoyo para elaborar el plan óptimo de desarrollo de Cantarell y asegurar el análisis exhaustivo de alternativas de explotación y opciones tecnológicas en la planeación del proyecto.

Luego de realizar diversos y extensos estudios experimentales en el laboratorio, simulaciones del comportamiento del yacimiento y una evaluación económica rigurosa se llegó a la conclusión que para superar los impactos negativos que estaba generando la declinación de presión en el yacimiento se debía implementar un plan de mantenimiento de presión con un programa de inyección de Nitrógeno, donde los principales objetivos a alcanzar serían: incorporar reservas adicionales de hidrocarburos, aprovechar íntegramente el gas natural producido en asociación con el petróleo, incrementar la producción de petróleo crudo (hasta 2MMBD, valor

escogido como el óptimo de explotación) y gas natural, y aumentar la confiabilidad y eficiencia operativa de las instalaciones.

El Nitrógeno fue seleccionado para el mantenimiento de presión por:

Ofrecer el más bajo costo por SCF: (Actual Actual : 0.36 N2 vs 5.2 : 0.36 N2 vs 5.2 gas HC)gas HC).

Menor requerimiento de SCF que gases alternativos No corrosivo Fácilmente producible en la zona Aprovechamiento de gas natural para venta

Cabe mencionar que para la fecha México importaba grandes cantidades de gas desde EEUU (más de 1000MMPCD), lo cual significaba un elevado costo ya que sería el precio del gas en HENRY HUB, mas las tarifas de transporte. En la actualidad México ha logrado reducir la importación de gas a unos 400 MMPCD de gas debido al descubrimiento de acumulaciones de gas y al incremento de la producción petrolera.

Las simulaciones numéricas del yacimiento indicaron que se requerirían 1,200 MMSCFD (40,200 toneladas/dia) de nitrógeno a una presión de 1500 lpg (103.4 barg) en el cabezal del pozo de inyección.

En Febrero de 1997 PEMEX abrió una licitación, para un proyecto de inyección de nitrógeno el cual fue adjudicado a la empresa Compañía de Nitrógeno Cantarell SA (CNC), para construir y operar una planta de nitrógeno y suplir el gas de inyección por un período de 15 años. La planta está localizada en la península de Atasta y constaría de 4 módulos de 300 MMPCD c/u (Figura. 2.3).

ESCALA GRAFICA

0 30Km .

DOS BOCAS

CARMEN CITY

200 m.

100 m.

50 m.

25 m.

2130

2170

2090

2050

FRONTERA

PLANTA DENITROGENO

NUEVOPROGRESO

ATASTA

CANTARELLCANTARELL

1

L-36

” 97

Km

L-24"

N

ATASTAESTATION

KUTZ

CHAC-101

EK

BALAMKU

L-36

” 85

Km

############

############

############

############ ############

NOHOCH-ANOHOCH-A

PLATAFORMA DEPLATAFORMA DEINYECCIONINYECCION

Figura 2.3.Ubicación de Yacimientos y Complejo Induatrial

Luego de la instalación de la planta así como así como de todas las instalaciones auxiliares necesarias para transportarlo, ya comprimido, hasta el campo petrolero marino de Cantarell, instalación de plataforma y la perforación de siete pozos inyectores, la inyección de nitrógeno se inició en mayo de 2000 con la entrada en línea del primer módulo y la inyección de 300 MMPCD. Los módulos restantes arrancaron en Diciembre de 2000 para alcanzar la producción de nitrógeno deseada de 1200MMPCD (Figuras 2.4 a 2.6).

Figura 2.4: Planta de Nitrógeno de Cantarell, la más grande del mundo

Figura 2.5. Plataforma de Inyección Akal-CI

Figura 2.6, Plataforma de Inyección alterna Akal E

El proyecto se estructuró bajo la modalidad de Build, Own and Operate (BOO). Bajo esta forma, el consorcio ganador asume la responsabilidad de construir y operar las instalaciones, entregándole el nitrógeno producido a PEMEX en la salida de la planta de generación de nitrógeno.

El programa de mantenimiento de presión haría posible recuperar un volumen adicional de 2 mil 300 millones de barriles de petróleo, monto equivalente a añadir un 17 por ciento a la reserva remanente, además de recuperar un volumen adicional de 0.9 Trillones de PCN (TCF).

El proyecto contempla la perforación de 214 pozos, la colocación de aproximadamente 400 kilómetros de oleoductos, la construcción de 28 plataformas marinas y la modernización de la infraestructura existente, así como la compra de nitrógeno y el arrendamiento de una unidad flotante de almacenamiento y carga en alta mar. Los resultados de recuperación de petróleo posterior a la implantación de todas estas instalaciones y el nuevo esquema de explotación pueden ser observados en la Figura 2.7. De aquí hay que destacar el incremento en la producción de aproximadamente 800 MBD atribuibles al plan de inyección de nitrógeno. El método de producción de todos los pozos de Cantarell es mediante levantamiento artificial por gas (Gas Lift).

En cuanto al desempeño de la planta de nitrógeno, ésta ha operado a su capacidad nominal, y se ha demostrado la viabilidad económica y operativa de la inyección de nitrógeno en gran escala para el mantenimiento de presión de un yacimiento de grandes dimensiones, junto con la viabilidad de integración de un esquema de suministro de nitrógeno con plantas de generación de energía.

Incremento de Producción de Aceite

500

700

900

1100

1300

1500

1700

1900

2100

2300

Ene-94 Ene-95 Ene-96 Ene-97 Ene-98 Ene-99 Ene-00 Ene-01 Ene-02 Ene-03 Ene-04 Ene-05

Año

Qo

(MBP

D)

1299.7 MBD

716.34 MBD

abr /05 2,103.92 MBD

Ene / 97 1,146 MBD

Producción Base Producción de Obras y Pozos Producción N2

Figura 2.7. Resultados del Plan de Explotación

3. Aspectos Técnicos del Proyecto de Inyección de Nitrógeno en Cantarell

3.1 Plan de Explotación

La figura 3.1, muestra la estructura del Yacimiento Akal,, el cual representa la mayor acumulación de petróleo del complejo Cantarell y esta sometido al proyecto de Nitrógeno. Se observa que es un anticlinal con un acuífero activo en su flanco Sur.

Figura 3.1. Mapa estructural del Complejo Cantarell

La Figura 3.2 muestra un corte esquemático de la sección Norte – Sur, y que resulta de gran ayuda para explicar el plan de explotación. La saturación residual al agua es de un promedio 55 % y la del gas es de 35 %, situación común en yacimientos con mojabilidad preferencial al crudo.

CONTACTOS GAS-ACEITE Y AGUA ACEITE

S

1000 m

2650 mv

2340 mvSorg = 35%

Sorw = 55%

N

3200 mv

Contacto gas-aceite, actual

Contacto agua-aceite, actual

Contacto agua-aceite, original

Figura 3.2. Sección esquemática N-S

El plan de explotación se ha concentrado en desplazar hacia abajo el contacto gas- petróleo, manteniendo estable el contacto agua – petróleo, consiguiendo de esa manera la menor saturación residual. Una vez reducida al mínimo la zona de petróleo, se procederá a depresurizar el casquete de gas, dejando avanzar al acuífero y se convertirá al negocio de gas para exportación o consumo interno.

Uno de los aspectos más resaltantes de la importancia que PEMEX le ha dado a la optimización del plan de explotación en AKAL, se demuestra en la estrategia implementada para garantizar la integridad del casquete de gas y la irrupción del nitrógeno en la corriente de gas de producción que va a la planta de endulzamiento en tierra. A medida que el contacto gas petróleo se va desplazando hacia abajo con una velocidad promedio de 80 metros por año, los pozos situados en la parte superior de la estructura van incrementando tanto la relación gas petróleo como el contenido de nitrógeno, esta situación es corregida con un plan muy controlado de cierre de pozos y nuevas perforaciones estructura abajo.

La Figura 3.3, muestra un caso particular de un pozo con una producción de casi 24000 bbl/d de petróleo, que fue cerrado por alta RGP y % de N2. Para este año se estima cerrar unos treinta pozos con similares características, por supuesto, el plan de perforación y reconpletación se adecúa para mantener constante la producción global de crudo.

Comportamiento del % mol de N2 en el pozo C-86D de Akal-GR

0

10

20

30

40

50

60

00 0 1 02 03 0 4 05 06

T ie m po (A ños)

% M

ol

N2

0

7 000

1 400 0

2 100 0

2 800 0

3 500 0

4 200 0

Qo

(B

PD

)

Afo

ro

N2

Q o M ec aniz a doA foro

26.32 %mol N2(06/MAY/04)

POZO CERRADO DESDE 2 DE MAYO DE 2004

Ac t u a l

1 5 0 m dT.R. 3 0 "

1 4 4 .38 m dV AL V UL A D E TO RM E NTA 7 "

A PAR EJ O DE P R ODU CC IO N 7 5 /8 " - 9 5 /8"

23,996 BPD

1,011 BPD

POZO EN OPERACIÓN

POZO CERRADO

POZO EN OPERACIÓN

POZO CERRADO

CII NYECTOR

CII NYECTOR

C.A.A. 2650 mvbmr

CONTACTO GAS ACEITE 2320 CONTACTO GAS ACEITE 2320 mvbmrmvbmr

2418

2463

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

2200

2400

2600

2800

3000

86D

37.18 %mol N2(26/ENE/05)

INTERVALO PRODUCTOR2418-2463 mV.

Figura 3.3. Pozo cerrado por alta RGP.

3.2 Monitoreo del Proceso:

Otro de los aspectos críticos de la inyección de nitrógeno en Cantarell es el monitoreo que posibilita la implantación, control y ajustes del plan de explotación. La estrategia de monitoreo se basa en tres aspectos fundamentales:

Comportamiento de la presión. Monitoreo de nitrógeno en pozos productores Movimiento del contacto gas – petróleo.

La presión debe mantenerse constante en el contacto agua - petróleo para garantizar que el dicha interfase no se mueva hacia arriba y se pierdan reservas. En el casquete de gas, el comportamiento es diferente, la presión tiende a aumentar debido a las cararterísticas propias del nitrógeno que ocupa 30% mas volumen que el gas de hidrocarburo a las mismas condiciones de P y T, también a que se desea desplazar hacia abajo el contacto gas – petroleo.Para monitorear el comportamiento de presión se colocaron sensores permanentes y temporales en zonas cercanas a cada contacto, tal y como lo muestran las figuras 3.4 y 3.5.

C-2035C-2035C-2035

CI-67CI-CI-6767

C-3002 DC-3002 DC-3002 D

C-468C-468C-468

C-429C-C-429429 C-64C-64C-64

C-2073C-2073C-2073

C-2HC-2HC-2H

C-3063C-3063C-3063

D

KL

TA-KUTZ

TM MMB

BNL

TJ

J

N

E

B

DB

O

GP

P G H

C I

S

R

N-C

A

FFO

CI

GRPRHR

FR

DR

BR

MR

N-B

N-A

C-77DC-77DC-77D

SENSORES PERMANENTES

SENSORES TEMPORALES

Figura 3.4. Sensores para monitoreo de presión en Akal.

C w/o 2650 mv

C g/o 2290 mv

GR2H

DB77D

FO429

AKAL -CICI-67

NA2073

NB2035

Pozo aceitePozo gasPozo invadidoUbicación de sensorIntervalo perforado

CGA 2235 mVbmr

CWO 2650 mV CWO 2350 mV

1268 mV

TM3002D

GP468

N3063

G64

1000

1500

2000

2500

3000

3500

Prof

undi

dad

Vert

ical

(m

V)

Figura 3.5. Ubicación de sensores de presión.

La Figura 3.6 muestra el comportamiento de presión medido a nivel del contacto agua – petróleo, obsérvese la abundancia de datos medidos y la tendencia a estabilización a partir del inicio de la inyección en el año 2000. La planta generadora de nitrógeno tardó tres años en estabilizar su producción en el valor de 1200 Millones de pies cúbicos (PCND), durante el 2003 se presentó una situación crítica cuando por requerimientos de mercado la producción excedió en 200 MBD el valor de diseño establecido en 2,1 MMBD en el momento cuando se produjo una parada de la planta de nitrógeno para colocarle nuevos filtros. Para ese momento se amortizó la caída de presión re inyectando gas agrio extraído de la corriente de producción.

En la actualidad se ha logrado estabilizar tanto los niveles de producción como los de inyección, a condiciones de diseño, la presión se ha estabilizado cerca de 99 Kg/cm2 (1406 lpc).

70

120

170

220

270

320

79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 00 01 02 03 04 05 06Tiempo (Año)

Pw

s (K

g/cm

2)

Datos Medidos Pws (Kg/cm2)

Figura 3.6. Monitoreo y comportamiento de la presión

Las normas mexicanas exigen que el gas enviado al mercado interno debe contener porcentajes de nitrógeno inferiores al 3% molar. PEMEX realiza un monitoreo riguroso de los niveles de nitrógeno en la corriente de gas hidrocarburo mediante un sistema “multipuntos” de sensores cromatográficos ubicados de una forma que posibilita hacer seguimiento de anormalidades en concentraciones de nitrógeno desde centros de convergencia de corrientes hasta el pozo donde se origina el problema. La Figura 3.7 muestra una situación típica y real, cuando se detecta en la plataforma Akal –J una anormalidad y se hace el seguimiento para determinar cual de las 10 plataformas esta reportando incremento en la producción de nitrógeno, en este caso Akal – TJ y en dicha plataforma el pozo C – 1086D. El problema fue corregido cerrando dicho pozo.

0

10

20

30

40

50

60

Ene-00 Jul-00 Ene-01 Jul-01 Ene-02 Jul-02 Ene-03 Jul-03 Ene-04 Jul-04 Ene-05 Jul-05Fecha

% M

OL

DE

N2

2.42% mol(26/DIC/04)

AK-L, LRAK-O

AK-F, FR

AK-TM

AK-TJNOHOCH-A .......

AK-FO

AK-KL

KUTZ-TA

AK-GPDISMINUCIÓN DE LACONSENTRACIÓN DE N2DEBIDA AL CIERRE DEL

POZO C-1086D AK-TJ

AK- N

AKAL-J.

Figura 3.7. Monitoreo de irrupciones de N2.

Esta estrategia de cierre de pozos afectados por su cercanía al contacto gas – petróleo ha dado excelentes resultados para controlar tanto RGP como la irrupción de nitrógeno, a tal punto que las concentraciones de este gas se han mantenido por debajo de un 3% en la entrada a la planta endulzadora de Ciudad PEMEX (Figura 3.8).

Concentracion de N2 en el gas amargo medido en Cd. Pemex

0.0

1.0

2.0

3.0

4.0

5.0

6.0

7.0

8.0

9.0

10.0

11.0

01-Sep 01-Oct 01-Nov 01-Dic 01-Ene 01-Feb 03-Mar 03-Abr 03-May 03-JunAño 2004

%M

OL

N2

0

230

460

690

920

1150

1380

1610

1840

2070

2300

2530

Qo

(MBP

D)

N2 en el Gas Amargo entregado en Cd. PemexLimite Contractual OriginalLimite contractual OficialLimite contractual InternoProducción diaria de Cantarell

3.7

Cierra C-289 (G)10/Sep/04

Cierra C-77A (D)18/Sep/04

Abrió para pruebaC-1002 (LR)(27/09/04)

Cierra C-1002(LR)

01/Oct/04

Aperturatemporal C-1002

22-23 sept-04

Cierra C-1066D(LR)

06/Oct/04Cierra C-25 (I),

C-57D (DR)03/Oct/04

Cierra C-4D (FR)18/Oct/04

CierraC-2094D

(R)27/Oct/04

Abrío C-1002(LR)

28/Oct/04

Cierra C-49D (PR)24/Oct/04

Abrío C-49D (PR)

29/Oct/04

3.1

Cierra C-1066(L)

30/Oct/04

Cierra C-1002(LR)

01/Nov/04

Cerró C-49D (PR)

06/Nov/04

Cerró C-1023 (M)

20/Nov/04

Cerró C-9 (I)

30/Nov/04

Cerró C-81D (HR)

12/Dic/0416/Dic/04

Abrió C-81D (HR)

14/Dic/04

Cerró C-249 (F)

18/Dic/04

2.5 2.5

Cerró C-2078D (R)

17/Ene/05

Cerró C-2032 (NH-B)12/Ene/05Gas Limpio

Año 2005

Cerró C-28D (PR)

30/Ene/05

Cerró C-227D (PR)

31/Ene/05

Cerró C-1045D (N)

05/Feb/0524/Feb/05

2.32

Abrió C-1045D (N)

12/Feb/0525/Feb/05

Cerró C-1045D (N)97D (DB)01/Mar/05

Cerró C-1084D(L)

05/Mar/05

2.23

Cerró C-469 (GP)09/Mar/05Cerró C-3087 (B)

12/Mar/05

Cerró C-91 (N)19/Mar/05

2.73

Cerró C-207 (0)10/Abr/05

Cerró C-489 (S)25/Abr/05

Cerró C-26D (FR)02/Mayo/05

2.51

Cerró C-3045D (BN)14/Mayo/05

1.75 % mol N2(18/MAY/05)

Figura 3.8. Concentración de nitrógeno en gas amargo medido en Ciudad. PEMEX.

Respecto al monitoreo del avance del contacto gas – petróleo, son utilizados registros y cromatografía provenientes de pozos cercanos al contacto. Se ha detectado que el nitrógeno se segrega presentando las mayores concentraciones a nivel del contacto gas – petróleo, formando un embudo invertido y con tendencia a ocupar el espacio dejado por el petróleo a medida que se desplaza hacia abajo. Dicho embudo invertido tiene la tendencia a ensancharse de manera lateral conforme avanza el contenido de nitrógeno, y su tendencia a segregarse se ha visualizado como una oportunidad para recuperar el gas hidrocarburo que quedará atrapado en la parte superior del casquete de gas al final del período de explotación de petróleo (Figuras 3.9 y 3.10).

1100

1200

1300

1400

1500

1600

1700

1800

1900

2000

2100

2200

2300

240081 83 85 87 89 91 93 95 97 99 01 03 05 07

Años

Pro

fund

idad

(mV

)

500

650

800

950

1100

1250

1400

1550

1700

1850

2000

2150

2300

2450

Qo

(MB

PD

)

REGISTROS TDT , TM DL, RM TQo Camp o Aka l

Prof_CGA = 2335 mvbmr(ABR/2005)

71 (E )

9 2 (N)

51 (E)5 1 (E )

9 5 (E )

93 (E )

7 6 (E )1 1 D (E ) 7 2 (N)

7 2 (N)

76 (E )

1 0 6 5 (N )

6 3 (H)

71 (E)5 5 (D)

1 4 (F)1 4 (F )

1 4 (F)

1 4 (F)

9 3 (E )

108 1 (N )

3 7 (D)

2 5 ( I )14 (F)

9 3 (E)

9 3 (E )

2 5 ( I)

108 1 (N )

4 4 (G)5 8 (O )

4 2 (G )

5 8 (O )4 4 (G )

2 5 ( I )

2 6 D (F R) 8 1 D (HR)

31 (E)

8 1 (H )

2 4 D (GR )

24 (GR )

44 (G)

178 (DR)

6 6 A (G )

3 17 ( I)

104 5 (N )

3 8 (O )

61 (H)

2 4D (G R)3 5 (D)

1 4 (F)

6 A (F )

6 3 (H)

4 D (F R)

2 6 D (FR)

4 6 8 (G P )

2 4 9 (F )

6 A (F )4 9D (P R)

2 8 (F )4 4 7 (FO )

2 0 7 2 (H R)

3 0 4 7 D (B )

2 5 ( I )

6 8 (G )

2 4 (F)

9 5 D (B )4 46 (GP ) 2 2 9 (F )

4 (F)

66A (G )

1 8 (O )

75D (D)

2 6 9 D (P)

269 D (P )

9 9D (DB )

2 4 7 (P )

8 6 D (G R)

2 6 9 (P )

3 0 6 3 (N ) 2 H (G R)

3 0 1 4 (D B )

1100

1200

1300

1400

1500

1600

1700

1800

1900

2000

2100

2200

2300

240081 83 85 87 89 91 93 95 97 99 01 03 05 07

Años

Pro

fund

idad

(mV

)

500

650

800

950

1100

1250

1400

1550

1700

1850

2000

2150

2300

2450

Qo

(MB

PD

)

REGISTROS TDT , TM DL, RM TQo Camp o Aka l

Prof_CGA = 2335 mvbmr(ABR/2005)

71 (E )

9 2 (N)

51 (E)5 1 (E )

9 5 (E )

93 (E )

7 6 (E )1 1 D (E ) 7 2 (N)

7 2 (N)

76 (E )

1 0 6 5 (N )

6 3 (H)

71 (E)5 5 (D)

1 4 (F)1 4 (F )

1 4 (F)

1 4 (F)

9 3 (E )

108 1 (N )

3 7 (D)

2 5 ( I )14 (F)

9 3 (E)

9 3 (E )

2 5 ( I)

108 1 (N )

4 4 (G)5 8 (O )

4 2 (G )

5 8 (O )4 4 (G )

2 5 ( I )

2 6 D (F R) 8 1 D (HR)

31 (E)

8 1 (H )

2 4 D (GR )

24 (GR )

44 (G)

178 (DR)

6 6 A (G )

3 17 ( I)

104 5 (N )

3 8 (O )

61 (H)

2 4D (G R)3 5 (D)

1 4 (F)

6 A (F )

6 3 (H)

4 D (F R)

2 6 D (FR)

4 6 8 (G P )

2 4 9 (F )

6 A (F )4 9D (P R)

2 8 (F )4 4 7 (FO )

2 0 7 2 (H R)

3 0 4 7 D (B )

2 5 ( I )

6 8 (G )

2 4 (F)

9 5 D (B )4 46 (GP ) 2 2 9 (F )

4 (F)

66A (G )

1 8 (O )

75D (D)

2 6 9 D (P)

269 D (P )

9 9D (DB )

2 4 7 (P )

8 6 D (G R)

2 6 9 (P )

3 0 6 3 (N ) 2 H (G R)

3 0 1 4 (D B )

Figura 3.9. Movimiento del contacto gas – petróleo

TVD, m

ss

CIINYECTOR

H

CONTACTO GAS ACEITE 2335 mv CONTACTO GAS ACEITE 2335 mv bmrbmr

POZO CERRADO

IPRN NLRL LR

30-NOV-04 06-OCT-04 31-AGO-04 17-AGO-04 22-JUL-04 4-FEB-04

POZO DISPARADO EN EL CASQUETE DE GAS

14.67 % 07-Ene-02

2307

2229

23532265

19961982

22812198

2321234923962402

20272033

23202241

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

2200

2400

2600

2800

3000

3063 1041 1002 92 63 207D1066D 9

C.A.A. 2650 mvbmr

15801542

40.57 % 21-Nov-0427.23 % 29-Ene-05

37.46 % 03-Oct-0417.30 % 23-Oct-04

42.05 % 31-Ago-0439.94 % 26-Ene-05

22.56 % 16-Abr-0514671492

37.58 % 17-Ago-0424.72 % 29-Oct-04

26.76 % 13-Jul-042.85 % 26-Ene-05

47.05 % 21-Ene-0446.66 % 15-Feb-04

26.7 % 13-Oct-01

1.30 % 15-Abr-05MB

GA

KL

TA-KUTZ

TM M

BNTJ

JE

B

DB

D

O

GP

P

C

S

R

N-C

FFO

CI

GR

HR

FR

DR

BR

MR

N-B

N-A

C-207DC-63

C-9

C-3063C-92

C-1041C-1002

C-1066D

L

N

H

I

PR

MB

GA

KL

TA-KUTZ

TM M

BNTJ

JE

B

DB

D

O

GP

P

C

S

R

N-C

FFO

CI

GR

HR

FR

DR

BR

MR

N-B

N-A

MB

GA

KL

TA-KUTZ

TM M

BNTJ

JE

B

DB

D

O

GP

P

C

S

R

N-C

FFO

CI

GR

HR

FR

DR

BR

MR

N-B

N-A

C-207DC-63

C-9

C-3063C-92

C-1041C-1002

C-1066D

L

N

H

I

PR

Figura 3.10. Segregación del nitrógeno en el casquete.

3.3 Simulación.

Como en todo proceso de recuperación mejorada y plan de explotación, buena parte del éxito esta apoyada en una correcta planificación realizada con herramientas de simulación numérica de yacimientos.El caso Cantarell no es una excepción, se trata de un yacimiento fracturado, con un casquete de gas producido por haber sido depletado por debajo de la presión de burbujeo durante su fase inicial de explotación. Aún cuando se trata de un yacimiento con crudo mediano (22 API), y a presiones muy por debajo de la miscibilidad con nitrógeno, hay que considerar efectos segregacionales del nitrógeno que pueden acelerar su movimiento a través de la matriz y fracturas (difusión) y una transferencia de masa en el contacto gas – petróleo (convección), fenómenos cuyo efecto último puede traducirse en una irrupción mas temprana del nitrógeno en los productores.Por la razón anterior fueron realizados múltiples experimentos de laboratorio y se construyó un modelo composicional en Eclipse 300 a partir de un modelo no composicional existente en la misma herramienta (Tabla 3.1, Figura 3.11).Cabe destacar que toda la planificación y actual control del proceso de inyección de nitrógeno en Cantarell, ha sido realizada utilizando el modelo composicional Eclipse 300 construido por la empresa Netherland, Sewell & Associates. Si se toma en cuenta que en este caso particular se pasó a la etapa de masificación sin realizar la prueba piloto, podría decirse que se hizo un excelente trabajo de simulación.El fenómeno de convección térmica del nitrógeno no es reproducido de manera óptima por el Eclipse 300, razón por la cual hace unos tres años, PEMEX encargó a la empresa Basic-Franlab del IFP, construir un modelo composicional en

ATHOS, dicho modelo no ha sido operado a la fecha debido a que todavía esta en etapa de ajustes.

Tabla 3.1. Características del Modelo de Simulación Eclipse 300.

• Doble porosidad• Composicional: 6 pseudo-componentes• Número de celdas en la malla: 85,280 en 40 capas• Difusión molecular: g-g, l-l• Convección térmica

Parámetros principales de ajuste de historia

Coef. de difusión parafracturas

Distribución de porosidadestotales

Altura de bloques de matriz Presiones capilares

Coef. Dif. Vertical(convección)

End Points de Perm. relativas Permeabilidades absolutas

No convencionalConvencional

Coef. Dif. para bloques de matriz

N

S

EO

Dimensiones = 26x41x80320*280*40 mts.

So Frac.Sg Frac.Sw Frac.

Malla deSimulación

Figura 3.11. Modelo de simulación composicional Eclipse 300

3.4 Comentarios Generales Sobre el Plan de Explotación

El crudo del Yacimiento Akal no presenta ningún tipo de problema en cuanto a precipitación de asfáltenos, esto ha sido de particular importancia para reducir el riesgo de la inyección de nitrógeno.

Estadísticamente es posible alcanzar máximos factores de recobro de petróleo en yacimientos donde el mecanismo esta basado en segregación composicional, este el caso de Akal, donde el soporte de presión va orientado es a acelerar y optimizar el recobro no a incrementarlo.

La estrategia de cierre de pozos con alta RGP y concentración de nitrógeno, ha sido muy exitosa en cuanto a mantener la integridad del casquete de gas y controlar el porcentaje máximo de nitrógeno en la corriente de gas producido que se transporta a la planta removedora de sulfuro de hidrógeno (el gas producido en los campos de Cantarell contiene 3% de sulfuro de hidrógeno).

En el año 2007 estará concluida la planta de remoción de nitrógeno en la corriente de gas producido. Tendrá una capacidad de manejar hasta 500 MM PCND y su costo es de 90 MM US$. Nótese que la capacidad es inferior al volumen de inyección (1200 MM PCND), debido a que PEMEX prevee seguir controlando la irrupción de nitrógeno mediante la estrategia de cierre de pozos, de manera que dicha planta tendrá capacidad ociosa hasta que finalice el proceso de expansión de la capa de gas y se decida dejar expandir el acuífero y producir gas para la venta por el tope de la estructura.

4. Planes Para Desarrollo Futuro

A comienzos del 2004 se habían perforado un total de 435 pozos en todos los campos de Cantarell, de los cuales se encuentran en producción 222 y 204 corresponden al campo AKAL. A partir de este momento se planeó la perforación de aproximadamente 75 nuevos pozos productores y dos inyectores, este programa debería culminar en el año 2009. Adicionalmente se ha identificado y resaltado la necesidad de una campaña agresiva con 284 rehabilitaciones y 102 reparaciones menores que se requerirá durante el período hasta el año 2018.

PEMEX expandirá el proyecto de inyección de nitrógeno con la entrada en funcionamiento de un nuevo tren de 300 MMPCD con la finalidad de seguir evitando la declinación de presión del yacimiento y mantenerla cercana a las 1500 libras por pulgada cuadrada (lpc).

Debido al incremento de la concentración de nitrógeno en las corrientes de gas producidas (5 %) y en la predicción del incremento de nitrógeno en los próximos 2 años en la capa de gas del yacimiento AKAL (17 %). PEMEX se encuentra en la fase de construcción de una planta criogénica de separación de nitrógeno en la localidad de Ciudad PEMEX (finales del 2006, principios del 2007), con la intención de reducir el contenido de nitrógeno hasta un 1,2%. Hay que resaltar que el límite máximo permitido en la corriente de gas en México es de 3%.

De acuerdo al plan, a mediano plazo se necesitará una menor cantidad de nitrógeno para la inyección después del año 2009, pero ya se están vislumbrando varios prospectos interesantes para nuevos proyectos de inyección de nitrógeno en yacimientos costa afuera de la bahía de Campeche.

A la pregunta de que hubieran hecho distinto durante la ejecución del proyecto, el personal de PEMEX respondió que no hubieran explotado el campo de la manera que se realizó en los últimos dos años (incremento de producción por encima de la meta fijada de 2MMBD), ya que esa operación les ha traído como consecuencia la irrupción temprana de gas y por consiguiente de nitrógeno.

5. Conclusiones

En cinco años se ha inyectado al campo AKAL un volumen cumulativo de 1.78 X1012 PCN. El volumen del casquete de gas original antes de iniciar la inyección de nitrógeno era de 1.8x1012 PCN.

La presión de la columna de petróleo se ha mantenido en los últimos años en el orden de 99 Kg/cm² (1400 lpc). Sin la inyección de nitrógeno la presión hubiera caído hasta 74 Kg/cm² (1050 lpc). En la actualidad todos los pozos producen bajo el método de levantamiento artificial por gas (Gas Lift).

El contacto gas petróleo se mueve a razón de 80 metros por año.

La producción de petróleo atribuida a la inyección de nitrógeno es de 804 MBPD en abril de 2005.

El contenido de nitrógeno en las corrientes de gas asociado solamente aumenta cuando el casquete de gas alcanza los pozos productores de petróleo o se utiliza para bombeo neumático.

Los datos obtenidos del programa de monitoreo indican que el nitrógeno queda segregado en la zona inferior del casquete de gas.

Los resultados obtenidos después del monitoreo y afinación del pronóstico en cuanto al contenido de nitrógeno en el gas producido se tomaron como base para las acciones futuras con el objeto de disminuir o mitigar el impacto de mayor contenido de nitrógeno y en particular la instalación de la planta separadora de nitrógeno.

De acuerdo a la distribución del nitrógeno en el casquete de gas del yacimiento (embudo invertido), se piensa tomar provecho de esta situación y así recuperar parte del gas del casquete ubicando estratégicamente los pozos en zonas de baja concentración de nitrógeno y producirla a bajas tasas para evitar canalización.

Todos los conocimientos adquiridos durante la ejecución de este proyecto servirá para el diseño de otros proyectos y ya existen varios prospectos interesantes para la inyección de nitrógeno en yacimientos costa afuera en la Sonda de Campeche.

La implantación de un proyecto de inyección de nitrógeno requiere de extensos estudios de simulación de yacimientos, pruebas de laboratorio y la evaluación económica y de riesgos asociada a la actividad. Adicionalmente la explotación de un yacimiento sometido a la inyección de nitrógeno demanda una cultura de administración de la explotación orientada más al aspecto técnico con visión a largo plazo que el operacional a corto plazo.