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Plan de Negocios propuesto para la explotación del yacimiento Ixachi de gas y condensados
“Si conocemos lo mejor posible el comportamiento de un yacimiento de gas y condensado, se podrán prevenir errores en la explotación del mismo; así como, se determinará cuál es el mejor método de recuperación mejorada del yacimiento, para obtener la máxima recuperación final de sus hidrocarburos contenidos”.
Eduardo A. Barrueta Zenteno* / para Energía a Debate
(Para una mejor visualización de las gráficas, consulte la versión en PDF de este documento. Descárguela aquí)
El 3 de noviembre de 2017, se anunció el descubrimiento del yacimiento Ixachi, productor de gas húmedo y condensado, el más importante en campos terrestres en los últimos 15 años. El pozo Ixachi-1 está ubicado a 72 km al sur del puerto de Veracruz y cerca de Cosamaloapan. El yacimiento cuenta con un alto potencial de acuerdo con sus características geológicas, petrofísicas, estructurales, volúmenes originales de gas y condensado, área y espesor de la roca almacén y presión estática original.
Este descubrimiento ha sido el resultado de más de 70 años de trabajo de evaluación de la Cuenca de Veracruz y corona con éxito el esfuerzo de varias generaciones de ingenieros geólogos, geofísicos y petroleros de Petróleos Mexicanos a lo largo de muchas décadas, gracias a la aplicación de nuevas tecnologías”. Ixachi es un campo técnicamente desafiante con una profundidad, temperatura y presión similar a otros campos gigantes, como Rubiales en Colombia y El Furrial en Venezuela.
El campo Ixachi fue descubierto en noviembre de 2017, pero apenas recientemente se terminaron los análisis de la información geológica y de ingeniería en los pozos Ixachi-1DEL e Ixachi-1001; los cuales determinaron que el yacimiento se extiende en un área de unos 50 km cuadrados y tiene un espesor de roca neta impregnada de hidrocarburos, superior a los 1,000 m (3,300 pies); estimándose que este descubrimiento es el más importante realizado en áreas terrestres en los últimos 25 años en México, y el cuarto más grande a nivel mundial, descubierto durante la última década.
El yacimiento Ixachi se ubica en el borde autóctono de la Plataforma de Córdova, por debajo del Frente Tectónico Sepultado. Se caracteriza regionalmente por una serie de fallas inversas y pliegues asociados que subyacen a una secuencia de terrígenos con una pendiente suave al Este, que constituyen el flanco occidental de la Cuenca Terciaria de Veracruz.
La estructura del pozo Ixachi–1 es un anticlinal, cuyo eje principal tiene una dirección noroeste–sureste, con cierre estructural por echado en sus cuatro flancos. Corresponde a una trampa representada por un montículo asociado a un crecimiento arrecifal desarrollado durante el Cretácico Medio, en el borde oriental de la Plataforma de Córdova, bordeado por bajos estructurales localizados en los flancos de la Estructura.
La columna estratigráfica del pozo Ixachi–1 comprende desde el Plio–Pleistoceno, Mioceno, Eoceno, Paleoceno y Cretácico Medio, identificando en este último nivel la roca almacén, con un espesor total de 1,190 m.
Está representada por rocas carbonatadas de edad Cretácico Medio con facies postarrecifales depositadas sobre la plataforma autóctona, constituidas por rudstone y floatstone de rudistas, miliólidos, bioclastos, intercaladas con facies de bancos de arenas calcáreas integradas por packstone a grainstone de ooides, peloides, bioclastos. La porosidad es de tipo vugular/disolución, por microfracturas, intergranular, intrafosilar e intercristalina, presentando una porosidad efectiva promedio de 5.1 (%).
La trampa es de tipo combinada con cierre estructural natural, por sus cuatro flancos, presenta una longitud en su eje principal de 10.5 km orientado noroeste–sureste y un ancho de 4.5 km. Corresponde a un banco de carbonatos del Cretácico Medio con facies postarrecifales y bancos de arenas calcáreas, limitado lateralmente por rocas terrígenas.
Configuración estructural del Cretácico Medio del campo Ixachi
El sello superior está constituido por un paquete de lutitas del Paleógeno con un espesor aproximado de 3,600 m. El sello lateral lo constituye el cierre natural de la estructura y la yuxtaposición con los sedimentos terrígenos del Paleógeno.
El pozo Ixachi 1 resultó productor en el Cretácico Medio definido a través del análisis PVT como un yacimiento de gas y condensado. El yacimiento está constituido por una secuencia de calizas con diferentes texturas asociadas a un complejo arrecifal, dichas texturas permitieron definir seis unidades petrofísicas de acuerdo con el ambiente de depósito y calidad de roca. La cima del yacimiento se estableció a 6,493 m y la base con un límite convencional a 6,950 m, una porosidad promedio de 5.1 (%) y una saturación de agua promedio de 12.5 (%).
(Evaluación petrofísica Cretácico Medio PP1 (6,854.32 – 6,904.32 M) Ixachi 1.)
Con los análisis de la información geológica y de ingeniería de yacimientos de los pozos Ixachi–1, Ixachi-1DEL e Ixachi-1001, recientemente terminados, se determinó que el yacimiento descubierto en el Cretácico es de gas y condensado de 40.3° API y se documentaron reservas al límite económico 1P de 1,156.9 (MMM pies3) de gas natural; 2P de 2,912.2 (MMM pies3) de gas natural y 3P de 4,170.4 (MMM pies3) de gas natural.
Las reservas estimadas de condensados, para las categorías 1P, 2P Y 3P, son respectivamente: 510.3 millones de barriles, 774.6 millones de barriles y 953.7 millones de barriles. Con relación al gas húmedo, sus reservas estimadas de los líquidos por extraer en plantas criogénica y fraccionadora de líquidos son en millones de barriles, 1P 221.9; 2P 336.8; y 3P 414.6.
Las pruebas de medición de la producción de gas y condensado del pozo Ixachi 1, fluyendo por diferentes estranguladores superficiales, dieron los resultados siguientes:
Yacimientos de gas y condensado. Este tipo de yacimientos a sus condiciones originales de presión, temperatura y composición, el flujo de hidrocarburos es monofásico hacia el área de drene de los pozos, y en cierta etapa de su explotación, se presentará el fenómeno de condensación retrograda y desde luego la producción en superficie será en dos fases.
La composición de la mezcla de hidrocarburos de un yacimiento de gas y condensado es todavía predominantemente metano (%CH4 > 60) como en el caso de los yacimientos de gas seco y húmedo, aunque la cantidad relativa de hidrocarburos pesados es considerablemente mayor. Un yacimiento de gas y condensado es un yacimiento de gas con líquido disuelto.
Método de recuperación mejorada del yacimiento.
Para obtener la máxima recuperación final de los hidrocarburos contenidos en los yacimientos de gas y condensado, durante el periodo de explotación primaria, se debe vigilar el abatimiento de la presión estática del yacimiento, de modo que, antes de llegar dicha presión al valor determinado en laboratorio de la presión de rocío, se tenga diseñado el sistema de Recuperación Mejorada mediante la inyección de gas seco al yacimiento, a través de pozos inyectores, para evitar que la presión estática del mismo, decline, y como consecuencia obtener en el área de drene de los pozos de desarrollo, flujo monofásico, lo que permitirá producir en superficie mayor cantidad de condensados y líquidos del gas húmedo producido, lográndose los más altos factores de recuperación final, con respecto a los volúmenes originales de gas húmedo, condensados y líquidos, calculados del yacimiento.
Programa de xxplotación del yacimiento Ixachi aprobado por la CNH
33ª Sesión Extraordinaria del Órgano de Gobierno de la CNH 2019
El orden del día, 18 de junio de 2019, de la 33ª Sesión Extraordinaria del Órgano de Gobierno estuvo integrado por:
Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos se pronuncia sobre el Plan de Desarrollo para la Extracción presentado por Pemex Exploración y Producción para el campo Ixachi, correspondiente a la Asignación AE-0032-3M-Joachín-02.
El martes 18 de junio de 2019, la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) aprobó el plan de exploración y producción presentado por Petróleos Mexicanos para este campo, el cual prevé una inversión y gastos de operación de 6 mil 404 millones de dólares.
“Es el yacimiento más importante en cuanto a volumen y en cuanto a inversión también (de los 20 campos que Pemex contempla como prioritarios)”, declaró Alma América Porres, comisionada presidenta del organismo durante la sesión del pleno.
El proyecto contempla la perforación de 47 pozos, que se sumarán a los tres con los que ya cuenta el campo ubicado en Tierra Blanca, Veracruz. Estos trabajos de perforación comenzarán este año y concluirán en 2022.
Ixachi alcanzará su pico de producción en 2022, el campo producirá hasta 82 mil barriles de condensado y 638 millones de pies cúbicos de gas al día.
En total, Petróleos Mexicanos, prevé recuperar de este campo 387 millones de barriles de crudo y 3 mil 150 miles de millones de pies cúbicos de gas a la vigencia de la asignación, en 2039.
El 21 de mayo, el jefe del ejecutivo, Andrés Manuel López Obrador, y Octavio Romero Oropeza, director general de Pemex, presentaron el plan para este pozo en Veracruz, pero ahí solo se informó de una inversión de 58 mil millones de pesos, aproximadamente 3,000 millones de dólares.
Propuesta para el desarrollo del yacimiento de gas y condensado del campo Ixachi.
- Para la explotación del yacimiento de gas y condensado de Ixachi, se propone un programa de perforación y terminación de 42 pozos adicionales de desarrollo, utilizando 14 equipos de perforación, durante 2 años y 10 meses.
- Los pozos de desarrollo se terminarán a una profundidad promedio de 7,000 (mbnm), los intervalos productores de cada uno se determinarán con los análisis e interpretación de los registros geofísicos.
- Se considera la planeación y construcción de 14 localizaciones para la construcción de las plataformas terrestres desde donde cada equipo perforará y terminará tres pozos de desarrollo, uno vertical y dos direccionales.
- Se construirán 3 cabezales para 15 pozos cada uno, localizados estratégicamente para cada grupo de pozos; y de dichos cabezales, se construirán las tuberías para el transporte de la producción general y para la medición de cada pozo, hacia la estación de recolección, separación y medición cercana.
Para el desarrollo de lo anterior, se estima una Inversión de capital del orden de 2,206 millones de dólares, en un plazo de tres años; es decir, para el primer año, 1,177.4 millones de dólares; para el segundo año, 813.9 millones de dólares y para el tercer año, 215.3 millones de dólares.
- Para el manejo de la producción del gas y condensado, se hará la planeación de la ingeniería básica, ingeniería de detalle y construcción de tres estaciones de recolección, separación y medición, para operar a una presión máxima de 75 kg/cm2 y capacidad para el manejo de 500 millones de pies3 de gas húmedo y 50,000 barriles diarios de condensado.
- Desde cada estación de recolección, separación y medición, se construirán un gasoducto y poliducto que una las tres estaciones y descarguen a las plantas de acondicionamiento de condensados, deshidratadora del gas húmedo, criogénica y fraccionadora de líquidos.
La Inversión de capital requerida para las estaciones de recolección, separación, medición y ductos; se estima en un plazo de dos años, un total de 435.1 millones de dólares; es decir, 166.8 millones para el primer año y 268.3 millones para el segundo año del proyecto.
- Elaboración de la ingeniería básica, ingeniería de detalle, planeación y programación de la construcción oportuna de las plantas acondicionadora de condensados, deshidratadora del gas húmedo, criogénica y fraccionadora de líquidos del gas húmedo, en un sitio estratégico cercano a la localización de las estaciones de recolección, separación y medición, de la producción de gas y condensado.
- Construcción del gasoducto y poliducto, de las plantas de tratamiento y utilización del gas húmedo y condensado, para conectarse a los ductos de distribución, del gas seco y líquidos obtenidos del gas natural, para consumo nacional y/o exportación; es decir, al gasoducto de 30” de diámetro nominal Cactus – San Fernando y al sistema de distribución de productos petrolíferos para consumo nacional o exportación.
La Inversión de capital necesaria para el proyecto ingeniería básica, ingeniería de detalle y construcción de las plantas de tratamiento y utilización del gas y condensado del yacimiento Ixachi, para un periodo de dos años, es de 1,440 millones de dólares; para el primer año se requieren 330.0 millones y para el segundo año, 1,110.0 millones
Programa de producción propuesto del yacimiento de gas y condensado Ixachi
Considerando la operación de 45 pozos de desarrollo, recuperación mejorada con Inyección de gas seco para el mantenimiento de la presión del yacimiento arriba del valor de la presión de rocío (590 kg/cm2), volumen original de gas húmedo 1P de 4,437.61 miles de millones de pies3; 2P de 6,735.98 miles de millones y 3P de 8,293.41 miles de millones de pies3; se estableció un programa de explotación delgas húmedo y condensado, para un periodo de 29 años, como se explica a continuación:
La producción de gas húmedo y condensado del yacimiento, estimada con base en el programa propuesto para la perforación, terminación y fracturamiento de los pozos de desarrollo, para el primer año se estima del orden de 159.5 millones de pies3diarios de gas húmedo y de 19.7 mil barriles diarios de condensado, y para el quinto año del desarrollo, se considera una producción de gas húmedo de 1,025.5 millones de pies3diarios y de 126.5 miles de barriles diarios de condensado.
La producción acumulada del gas húmedo en un periodo de diez años, antes de llegar al valor de la presión de rocío del yacimiento, se estima en 3,165.6 miles de millones de pies3y la de condensado en 385.2 millones de barriles.
La aplicación oportuna de la recuperación mejorada con inyección de gas seco al yacimiento Ixachi, permitirá obtener un factor de recuperación final del gas húmedo del orden del 75 %, lo que significará una producción acumulada posible de 6,255.7 miles de millones de pies3 y para el caso del condensado, un factor de recuperación final estimado de 55.9 %, es decir; una producción acumulada posible de 720.9 millones de barriles. Estas cifras mencionadas, están dentro del rango de los volúmenes originales para el 1° de enero de 2019, así como también, con los valores de las reservas de hidrocarburos 3P al límite económico, publicados por la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).
En las siguientes gráficas se detalla el programa de producción del gas húmedo y del condensado, del campo Ixachi, para un periodo de explotación de 29 años considerado, donde se registra la producción máxima, para el sexto año del proyecto, de 1,237.8 millones de pies3 diarios de Gas Húmedo; y en forma semejante, para el condensado, la cantidad de 152.8 miles de barriles diarios.
Pronóstico del Valor de la producción del yacimiento Ixachi
Para la determinación de los valores futuros del gas húmedo, condensados, gas seco y líquidos, se estimaron con base en el pronóstico publicado el 2 de julio de 2019, de los precios futuros del aceite crudo, gas natural y productos petrolíferos, por la EIA (U.S. ENERGY INFORMATION ADMINISTRATION).
En las siguientes tablas, se detalla el valor acumulado en millones de dólares, del condensado, gas seco, etano y gasolina natural, obtenidos en las plantas criogénicas y fraccionadoras de líquidos del gas húmedo y condensado, que se producirán del yacimiento Ixachi.
En resumen, para el sexto año del proyecto, se pronostica un valor acumulado del condensado, gas seco, gas licuado, etano y gasolina natural, del orden de 24,987.4 millones de dólares; para el décimo año de la explotación del yacimiento, se espera obtener una cifra acumulada de 66,832.0 millones de dólares; y finalmente, para el vigésimo noveno año del proyecto, el valor acumulado se pronostica en 136,106.5 millones de dólares.
Es muy importante tener presente la verdadera situación actual de nuestro país, en cuanto a los recursos energéticos naturales no renovables de que se dispone; es decir, debido a la casi nula cifra de inversiones de capital para la exploración y desarrollo de campos en años pasados, se provocó la caída de las reservas de hidrocarburos y de la producción de crudo y gas, además de una acentuada disparidad entre el crecimiento de la demanda y la instalación de nueva capacidad productiva.
Dicha situación, ha llevado a un fuerte crecimiento de las importaciones de combustibles y, en consecuencia, a una alta exposición a la volatilidad internacional de los precios de las gasolinas, diésel, gas natural y otros.
Lo anterior compromete la seguridad energética e incrementa los riesgos asociados; en este sentido, puede mencionarse la necesidad inmediata de Petróleos Mexicanos, para utilizar inversiones de capital y empresas de la iniciativa privada, con base a contratos que beneficien 100% a Pemex, se puedan desarrollar a corto plazo, los campos terrestres y en aguas someras descubiertos, así como también, los enormes recursos prospectivos de los campos no convencionales existentes en las cuencas geológicas de la República Mexicana.
Finalmente, es muy importante mencionar lo establecido y publicado en el Plan de Negocios de Petróleos Mexicanos y sus Empresas Productivas Subsidiarias 2019 2023, en el requerimiento de recursos y alternativas de financiamiento:
Inversión privada como complemento de la inversión pública
Pemex buscará complementar la inversión pública con la participación del sector privado en los proyectos de inversión en sus distintas áreas de negocios. La participación del sector privado se ha visto impulsada por esta administración y se pretende potenciar las relaciones de negocio que se han logrado con el sector privado.
Esta estrategia de complementar la inversión pública con la participación del sector privado en los proyectos de inversión es de particular relevancia en las actividades de producción de petróleo. Para este Plan de Negocios presentamos una actualización del modelo de Contratos de Servicios Integrales de Exploración y Extracción (CSIEE).
Estos contratos están diseñados bajo un horizonte de largo plazo de entre 15 y 25 años donde Pemex mantiene la titularidad de la asignación y continúa como operador. La remuneración al inversionista privado se realiza a través de una tarifa en dólares por unidad de hidrocarburo producido. Esta tarifa se define en función del riesgo, de las inversiones requeridas y de la eficiencia operativa. Cada proyecto puede tener diferentes tarifas dependiendo de la etapa del desarrollo.
Petróleos Mexicanos no requiere invertir recursos para esta propuesta, “PLAN DE NEGOCIOS PROPUESTO PARA LA EXPLOTACION, DEL YACIMIENTO IXACHI, DE GAS Y CONDENSADO”. Existen grupos inversionistas como EIM Capital Energy and Infrastructure México, que cuentan con los recursos de capital de inversión para este proyecto, así como también con recursos para gastos de operación y mantenimiento adicionales, y para su realización se requiere un contrato con Petróleos Mexicanos, que convenga para ambas partes. Pemex pagaría una cuota fija por barril de petróleo crudo equivalente de este yacimiento de gas y condensado.
CONCLUSION
El yacimiento convencional terrestre Ixachi, de enorme riqueza de gas húmedo y condensados, puede desarrollarse en forma inmediata con recursos de capital de la iniciativa privada, que beneficiarán enormemente a nuestro gobierno, para el cumplimiento del “PLAN DE NEGOCIOS DE PETROLEOS MEXICANOS Y SUS EMPRESAS PRODUCTIVAS SUBSIDIARIAS 2019 – 2023”.
Referencias:
- Secretaria de Energía: Reportes Institucionales.
- Pemex Exploración y Producción: Plan de desarrollo del yacimiento Ixachi.
- Comisión Nacional de Energía (CNH): Reservas de Hidrocarburos al 1° de enero de 2019.
- Comisión Nacional de Energía: Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos se aprueba el Plan de Desarrollo para la Extracción presentado por Pemex Exploración y Producción para el campo Ixachi, correspondiente a la Asignación AE-0032-3M-Joachín-02.
- Yacimientos de Gas y Condensado Ecuación general de balance de materia y una herramienta computacional para sus cálculos. Dr. Fernando Samaniego Verduzco. Ciudad Universitaria; 2007
- Departamento de Ingeniería Química, Facultad de Química, UNAM, Ciudad Universitaria: Simulación y optimización de una Estación de Recolección y Estabilización de Gas y Condensados.
- Petróleos Mexicanos; Subdirección de Gas y Petroquímica Básica: Planeación de una Planta Modular Criogénica, para el Tratamiento del Gas y Condensados.
- EIA. U.S.A. Energy Information Administration: Total Energy Supply, Disposition, and Price Summary.
- EIA. U.S.A. Energy Information Administration: Petroleum and Other Liquids Prices.
- Petróleos Mexicanos: Plan de Negocios de Petróleos Mexicanos y sus Empresas Productivas Subsidiarias 2019-2023. Julio, 2019
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Ing. Petrolero Eduardo A. Barrueta Zenteno. Consultor externo empresas nacionales e internacionales en energía.
