Energía A Debate

Congreso Mexicano del Petróleo 2017

Eduardo Berrueta Zenteno*

El objetivo es incrementar el factor de recuperación final de aceite y gas asociado del yacimiento Akal.

(artículo publicado en la edición mayo-junio 2017 de “Energía a Debate”)

El Complejo Cantarell está ubicado en la Sonda de Campeche, a 75 km al nor-noroeste de Ciudad del Carmen, Campeche, y abarca un área aproximada de 120 km 2. Es considerado como uno de los campos costa afuera de mayor importancia a nivel mundial y ha generado más del 60% de la riqueza petrolera de México. Se descubrió en 1976 y entró en producción en 1979, aportando hasta la fecha unos 13 mil millones de barriles de petróleo y 8,500 miles de millones de pies cúbicos (pies 3) de gas natural. Las formaciones productoras son mayormente calizas dolomitizadas, naturalmente fracturadas, con sistemas porosos favorablemente afectados por la disolución.

Está integrado por cuatro bloques limitados por fallas, conocidos como Akal, Nohoch, Chac y Kutz. Es un anticlinal formado por esfuerzos compresivos de las placas tectónicas, en el que su formación productora de hidrocarburos corresponde a una litología de brechas calcáreas naturalmente fracturadas y sus porosidades están asociadas a fracturas, estilolitas, vúgulos, y a la matriz de la roca. Presenta valores de porosidad de 4 a 12%, con un alto porcentaje asociado a sistemas de doble porosidad. La permeabilidad efectiva de fracturas es de 2 a 10 darcies. La profundidad de la cima del yacimiento es de 1000 mv, con un plano de referencia a 2,300 mv. La presión inicial fue de 270 kg/cm 2 y para febrero de 2017 es del orden de 74.8 kg/cm 2. La temperatura del yacimiento varía de 110° a 120°C. El tirante de agua es de 35 m en el sur y 40 m en el norte. El petróleo producido tiene una densidad de 20° a 24° API.

El complejo Cantarell tiene un volumen original de aceite de 33,672.1 millones de barriles de petróleo crudo y el del gas natural 16,136.5 miles de millones de pies 3. Como se mencionó está integrado por cuatro bloques, Akal, Nohoch, Chac y Kutz, de los cuales Akal es el más importante ya que contiene 30,685.6 millones de barriles del volumen original total del aceite, 91.4% del total (Tabla 1). La explotación del complejo se inició en julio de 1979, alcanzando una producción de 1?157,000 barriles diarios, en abril de 1981, con 40 pozos. Posteriormente, se logró mantener un nivel de producción del orden de un millón de barriles diarios hasta principios de 1996 mediante 139 pozos de desarrollo operando con el sistema artificial de producción por bombeo neumático, a la vez de la instalación de diversa infraestructura, a fin de eliminar las restricciones que se tuvieran en todos los sistemas de recolección.

La explotación del complejo Cantarell ha estado relacionada básicamente a la explotación del campo Akal, el más importante de este complejo, con un factor de recuperación al 1° de enero de 2016 del 42.01%. El pico de producción en el año 2003 fue de 2,121,000 barriles diarios. El promedio de producción de aceite obtenido durante febrero de 2017, operando 97 pozos de bombeo neumático, fue de 62,000 barriles diarios, de 1,194.1 millones de pies 3 por día de gas asociado, con una relación gas-aceite de 19,261.1 pies 3 gas / barril aceite (Gráfica 1)

Como consecuencia del abatimiento de la presión estática del yacimiento, la relación gas-aceite original (425 pies 3/barril) y producción de gas asociado se incrementaron también a partir de 2008. Es importante señalar que la inyección de nitrógeno en el casquete de gas no detuvo la caída de la presión del yacimiento ni la entrada de agua en el flanco sur del campo. El nitrógeno inyectado contaminó tanto el gas del casquete como también el aceite producido por los pozos explotados con bombeo neumático (Gráficas 2 y Tabla 2).

La caída de presión en Akal ha ocurrido en forma natural, debido a la extracción de fluidos del yacimiento. La existencia de una sensible entrada de agua en el flanco sur del campo no ha sido lo suficiente para compensar el vaciamiento ocasionado. Como consecuencia, se ha liberado el gas del aceite, y el gas ha migrado, por diferencia de densidades, a la cima de la estructura, formando un casquete secundario de gas, el cual actualmente afecta el 20% del yacimiento, en tanto que el agua, que ha entrado por la parte sur, lo ha hecho en el 22% del mismo.

Hay una correlación directa entre la presión del yacimiento y los ritmos de producción que pueden obtenerse de los pozos. Esto ocurre porque a menores presiones hay un menor aporte de aceite al pozo. Así, un pozo típico del campo al inicio de la explotación, con una presión de 270 (kg/cm 2), fue capaz de producir 30 mil barriles diarios. Actualmente, como la presión ha caído a 78 kg/cm 2 , el pozo promedio puede producir sólo 639 barriles diarios, aún con la ayuda del bombeo neumático. El volumen del casquete de gas ha aumentado en el yacimiento y también el contacto agua-aceite en su flanco sur se ha desplazado verticalmente del orden de 615 mv desde su posición original que tenía al inicio de la explotación del campo.

El aceite remanente en el casquete de gas se ha estimado del orden de 9,000 millones de barriles con una eficiencia de barrido de ~53%, mientras que el remanente en la zona invadida de agua es del orden de 4,000 millones de barriles con una eficiencia de barrido de ~33%. De ahí la importancia de someter la zona invadida de agua al mecanismo de drene gravitacional. 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 cómo la caída continua del gasto de producción promedio de los pozos, de 10,400 barriles diarios en 2004 hasta un valor de 722 barriles diarios durante 2016, es un indicativo claro de que el aceite producido es dependiente del ritmo de aportación de la matriz de la roca. El Campo Akal es el más grande del Complejo Cantarell. Está separado del Campo Sihil mediante una falla de tipo inversa (cabalgamiento), siendo el primero el bloque alóctono y el segundo, el autóctono. La columna estratigráfica del Campo Akal abarca los periodos desde el Reciente-Pleistoceno hasta el Jurásico Tardío. La Brecha del Cretácico Superior y el Jurásico Superior Kimmeridgiano representan las acumulaciones más importantes de hidrocarburos.

Está dividido en dos sectores, Sur y Norte, y cuenta con 6 centros de proceso, en los cuales se recolecta la producción de las plataformas y se envía a refinación o a exportación. Los Centros de Proceso Akal-L y Akal-J se localizan en el Sector Norte, mientras que Akal-C, Akal-G, Akal-N, Akal-B y Nohoch, en el Sector Sur. El volumen original (3P) al 1° de enero de 2016 del yacimiento Akal es de 30,685.6 millones de barriles de aceite, y del gas asociado es 14,759.2 miles de millones de pies 3. La producción acumulada a partir de junio de 1979 hasta el 1° de enero de 2017 es de 12,914.9 millones de barriles y la del gas asociado 8,826.4 miles de millones de pies 3. Los factores de recuperación son del aceite 42.08% y del gas natural 52.90%. (Gráfica 3)

De acuerdo con el trabajo presentado en la Academia de Ingeniería el 26 de marzo del 2015 por el Maestro en Ingeniería Miguel Ángel Lozada Aguilar, con el título “El futuro de los campos maduros en México: un reto y una oportunidad”, para continuar la explotación del Yacimiento Akal, es necesario se realicen por Petróleos Mexicanos los siguientes proyectos, que por falta de recursos han sido diferidos:

a) Perforación y terminación de 459 pozos de desarrollo para producir aceite y gas asociados del yacimiento en áreas no drenadas y 761 reparaciones mayores de pozos que han estado en producción, en nuevas ventanas de aceite. Instalación de 4 octápodos adicionales y acondicionamiento de 4 existentes.

b) Extracción de 400 mil barriles de agua del acuífero del yacimiento Akal, utilizando 100 pozos de Bombeo electrocentrífugo, para bajar 515 (mv) el CAA en un plazo de 34 años para recuperar 400 millones de barriles de aceite y gas asociado; y

c) Construcción de la infraestructura para el tratamiento del agua salada extraída de los pozos extractores, con el fin de vertirla al mar sin contaminación.

Propuesta para incrementar la producción actual de aceite y gas asociado del yacimiento Akal

Se considera conveniente para disminuir el tiempo de explotación del yacimiento Akal, y obtener resultados a mediano plazo, realizar lo siguiente:

(a) Extraer un gasto diario en promedio de 1,080,000 barriles diarios de agua del acuífero del yacimiento Akal, en lugar de 400 mil barriles diarios que tiene programado Pemex Exploración y Producción, para lograr en un período aproximado de 12 años, baje el contacto agua-aceite actual un tirante de 515 mv, utilizando 60 pozos extractores de agua con bombeo electrocentrífugo.

Para este fin se utilizarán bombas electrocentrífugas con una capacidad para 25,000 barriles diarios, operando a un promedio diario de 21,000 barriles. El volumen de agua estimado por extraer en el periodo de 12 años será del orden de 5,000 millones de barriles. En la Tabla 3 se detalla el programa de instalación y operación de los 60 pozos extractores de agua, los gastos de agua extraídos por año y el movimiento de la ventana de aceite, también anualmente. La inversión total estimada y gastos de operación y mantenimiento de los 60 pozos extractores de agua del yacimiento, para el periodo de 12 años, es del orden de 1,800 millones de dólares y se considera que una empresa petrolera privada nacional o internacional, en consorcio con Pemex Exploración y Producción, puede participar en el proyecto de acuerdo con lo establecido en la Reforma Energética.

(b). Al desplazarse el contacto agua-aceite actual un tirante de 515 mv, se permitirá al yacimiento drenar, por el proceso de segregación gravitacional, del orden de 400 millones de barriles de aceite y gas asociado, considerando que, en la zona invadida de agua, su desplazamiento permitirá recuperar del 10 al 15% del volumen de aceite drenado de la roca almacenante al ponerse en contacto con el gas del casquete.

Para extraer los 400 millones de barriles de aceite y gas asociado, se utilizarán 72 pozos de desarrollo equipados con bombas electrocentrífugas, con capacidad para 2,000 barriles diarios, operando a un promedio diario de 1,380 barriles. El volumen de aceite estimado a producir en el periodo de 12 años es del orden de 400.8 millones de barriles. El valor de la producción de aceite, gas seco y líquidos extraídos en las plantas de tratamiento del gas natural, en promedio anual, es de 1,754 millones de dólares y la acumulada en el período de los 12 años arroja un valor estimado de 21,045 millones de dólares. (Tabla 4).

La inversión y gastos de operación y mantenimiento de los 72 pozos de desarrollo productores de aceite y gas asociado, operados con bombeo electrocentrífugo en el periodo de 12 años, se estima del orden de 900 millones de dólares. Las empresas petroleras nacionales o internacionales, de acuerdo con la Reforma Energética, podrán asociarse con Petróleos Mexicanos para el desarrollo de este proyecto.

Es importante mencionar los siguientes conceptos:

1). En otras partes del mundo en que prevalecen condiciones más severas que en Cantarell, se ha demostrado que a medida que se adquiere experiencia en el manejo de los equipos de bombeo electrocentrífugo, su operación continua alcanza dos o más años. Con recursos apropiados y personal capacitado en el diseño, instalación, operación, mantenimiento y diagnóstico de fallas, se alcanzará sin duda una vida promedio mayor de dos años. Tan sólo en Estados Unidos operan más de 20 mil pozos con bombeo electrocentrífugo, muchos de ellos bajo condiciones menos favorables que las de Cantarell. En el Mar del Norte hay más de 10 yacimientos operando con bombeo electrocentrífugo. El costo de extraer e instalar una bomba, para su cambio, se ha reducido sustancialmente colgándola de tubería flexible, como se hace en el Mar del Norte, donde una reparación, en lugar de durar tres o cuatro semanas, se hace en tres o cuatro días.

2). El bombeo electrocentrífugo es el sistema de explotación artificial al que se aplica el mayor esfuerzo de desarrollo tecnológico, lo que asegura su cada vez mayor eficacia y menor incidencia de fallas operativas. La eficiencia del bombeo electrocentrífugo es del orden de tres veces superior a la del bombeo neumático y, al utilizar energía eléctrica, se evita el riesgo operativo propio del bombeo neumático, que utiliza gas a muy alta presión en el espacio anular sin válvulas de seguridad.

3). La inyección de nitrógeno constituye un dispendio de energía. De acuerdo con un anexo del Código de Reglamentaciones Federales en Estados Unidos de Norteamérica, la disipación innecesaria de la energía del yacimiento constituye un desperdicio de aceite y gas. En Cantarell el aceite es desplazado del yacimiento, principalmente, por la energía liberada durante la expansión y segregación del gas contenido en la parte superior del yacimiento. Para sostener o aumentar la producción no es necesario mantener la presión del yacimiento mediante la inyección de nitrógeno ni de ningún otro gas.

4). Se puede acelerar la explotación del casquete de gas del yacimiento utilizando los pozos actuales inyectores de nitrógeno, para que actúe el mecanismo de segregación gravitacional en la estructura de alto relieve del yacimiento, y así la roca almacenante liberará aceite para aumentar la ventanade aceite. La producción acumulada de gas húmedo de Akal en el período de doce años de los proyectos propuestos, alcanzaría un total de 3,700 miles de millones de pies 3 , es decir, se lograría una producción total acumulada desde el inicio de la explotación del yacimiento (julio 1979) de 12,000 miles de millones de pies 3, lo que representa un factor de recuperación final del gas del orden del 80% (Tabla 5).

5). Al producir el casquete de gas de Akal, en un periodo de doce años, la roca del yacimiento liberada del gas drenará del orden de 9,000 millones de barriles de aceite y se podrá recuperar con pozos operados por bombeo electrocentrífugo al aumentar la ventana de aceite del orden del 15% al 25% de dicho valor (Tabla 6).

6). Las inversiones y gastos de operación y mantenimiento estimadas para la operación de los 216 pozos operados con bombeo electrocentrífugo son del orden de 2,200 millones de dólares en el periodo de doce años, y el valor de la producción del aceite, gas asociado y líquidos extraídos del gas, de este proyecto, se estiman del orden de 71,100 millones de dólares.

Conclusiones:

Al decidirse hacer los proyectos propuestos, en el periodo de doce años, se obtendrá lo siguiente:

A.- El factor de recuperación final del aceite del yacimiento Akal se podrá incrementar del valor actual de 42.08% a una cifra del orden del 55% y es posible aumentar la del gas asociado del 52.9% actual a un valor del 75 al 80%. Esto traerá como consecuencia ingresos muy importantes para Petróleos Mexicanos.

B.- Al desplazarse el contacto agua-aceite actual un tirante de 515 mv, se permitirá al yacimiento drenar por el proceso de segregación gravitacional del orden de 400 millones de barriles de aceite y su gas asociado. El valor de la producción de aceite, gas seco y líquidos extraídos en las plantas de tratamiento y utilización del gas natural se estima de 1,754 millones de dólares en promedio anual y la acumulada en el período de los 12 años arroja un valor de 21,045 millones de dólares.

C.- Al explotar el casquete de gas de Akal, en un período de 12 años, se obtendrá una producción acumulada de gas húmedo de 3,704 miles de millones de pies cúbicos, obteniéndose en las plantas de proceso del gas natural, gas seco y líquidos extraídos, con un valor total en dicho período, de 40,788 millones de dólares.

D. – Al explotar el casquete de gas de Akal, la roca del yacimiento liberada del gas drenará con mayor eficiencia del orden de 9,000 millones de barriles de aceite y, de este volumen, con la operación de 216 pozos operados con BEC, el volumen de aceite estimado a producir en el período de 12 años, será del orden de 1,350 millones de barriles. El valor de la producción de aceite, gas seco y líquidos extraídos en las plantas de tratamiento y utilización del gas natural, acumulada en dicho periodo, arroja un valor estimado de 71,117 millones de dólares.

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* Ingeniero petrolero con experiencia profesional de 33 años en Petróleos Mexicanos, ocupando diferentes puestos operativos y de planeación en las ramas de Ingeniería de Producción, de Planeación y Programación Ejecutiva de las Gerencias de Producción y de Planeación adscritas a la Subdirección de Pemex Exploración y Producción. Ex Catedrático de la Facultad de Ingeniería de la UNAM y de la Escuela Superior de Ingeniería del IPN. Consultor externo de varias empresas en energía nacionales e internacionales.