UNIVERSIDAD VERACRUZANA CAMPUS COATZACOALCOS FACULTAD DE CIENCIAS QUÍMICAS INGENIERÍA PETROLERA SECCIÓN 501 EXPERIENCIA EDUCATIVA:
Administración de Proyectos de Explotación FACILITADOR: Dr. Luis Felipe Sánchez Díaz TEMA: Activo Integral Bellota – Jujo INTEGRANTES DEL EQUIPO: Córdova López Fernando Rosas Santiago Mariela Santiago Fernández Jesús Juan
COATZACOALCOS, VERACRUZ; VERACRUZ; 09 DE NOVIEMBRE DE 2011
Ubicación geográfica y en cuenca geológica del Activo Integral Bellota – Jujo La sede del Activo Integral Bellota-Jujo se localiza en la ciudad de Comalcalco a 30 Km de Villahermosa, Tabasco, los campos se ubican en los municipios de Comalcalco, Paraíso, Jalpa de Méndez, Nacajuca, Cunduacán, Cárdenas y Huimanguillo. (Ver Fig. 1)
Fig.1. Ubicación geográfica del Activo Integral Bellota – – Jujo.
El activo integral Bellota-Jujo se localiza principalmente en el Área Mesozoica Chiapas-Tabasco que fue descubierta en 1972 con la perforación de los pozos Cactus-1 y Sitio Grande-1, productores en rocas del Cretácico Superior y del Cretácico Medio, respectivamente. El área representa la mayor riqueza petrolera del sureste de México, por la calidad de su hidrocarburo y por los campos gigantes que en ella se han descubierto. descu bierto. El Área Mesozoica Chiapas-Tabasco (ver Fig. 3), se ubica en los estados de Chiapas y Tabasco, cubre una superficie de 23 400 Km2. Fisiográficamente constituye la planicie aluvial de la Sierra de Chiapas, y geológicamente el Cinturón Plegado Reforma – Akal en su porción central - norte, al oriente se ubica la Subcuenca de Macuspana al Este-noreste la de Comalcalco, con la Sierra de Chiapas al Sur y al Norte con el Golfo de México (ver Fig. 2).
Fig. 2. Principales cuencas terciarias del sureste de México, sobreyacen discordantemente al Mesozoico.
Fig.3. Área Mesozoica Chiapas-Tabasco.
Estratigrafía del área La apertura del Golfo de México y la zona de subducción de la Placa de Cocos y del Caribe; han interactuado y regido los principales eventos tectónico-sedimentarios que
han controlado la estratigrafía del sureste de México. El basamento propuesto para el área se define como un elemento de composición granítica, y que aflora al sur del área, se conoce como Macizo granítico de Chiapas, su edad es del Pérmico – Carbonífero. El primer registro de sedimentación es en el Calloviano, se presentan las primeras invasiones marinas en el área, se desarrollan depósitos evaporíticos. Estos depósitos salinos tienen gran desarrollo en el Golfo de México. El Oxfordiano se caracteriza por depósitos d epósitos restringidos, constituidos por mudstone de color negro, con presencia de pirita framboidal indicativa de condiciones anóxicas, que paulatinamente paulatinamente evolucionan a una plataforma interna más oxigenada, en medios ambientes de intermarea y supramarea, los sedimentos se caracterizan por mostrar secuencias evaporíticas con intercalaciones de carpetas de algas. Durante el Kimmeridgiano, en el área predominan condiciones de plataforma carbonatada con desarrollos de bancos oolíticos, caracterizados por la presencia de packestone y grainstone de pelets, oolitas, bioclastos e intraclastos, los procesos diagenéticos posteriores presentan la actual roca del Kimmeridgiano definida como una dolomía microcristalina, que hacia la cima intercala con un mudstone dolomitizado de color gris oscuro finamente laminado. Durante el Tithoniano se inundó la plataforma y se depositaron rocas de cuenca con fuerte aporte terrígeno, mudstone arcilloso, gris oscuro a negro, ligeramente dolomitizado con intercalaciones de lutitas calcáreas oscuras con radiolarios y saccocomas, estas condiciones continuaron hasta gran parte del Cretácico Inferior, durante este tiempo al sur del área, da inicio el desarrollo de una plataforma aislada, conocida como Artesa-Mundo Nuevo que prevaleció por lo menos hasta el Cretácico Superior, esta plataforma evoluciona al norte a facies de mar abierto depositándose principalmente calizas arcillosas, con bandas de pedernal y margosas. A finales del Cretácico Superior la plataforma es ahogada depositándose solo sedimentos de cuenca con importante aporte de terrígenos, estas condiciones prevalecieron hasta el fin del Cretácico. El Paleógeno es discordante con las rocas mesozoicas en gran parte del área, se caracteriza por depósitos turbidíticos en facies de plataforma externa. El Neógeno está en discordancia paralela y está representado por lutitas y limonitas. Durante el Mioceno Medio ocurren depósitos de flujos turbidíticos donde se lleva a cabo el depósito de lutitas, areniscas y flujos conglomeráticos. con glomeráticos. Roca generadora, almacenadora y sello Los principales sistemas generadores del área son el Tithoniano y el Cretácico Inferior, aunque este último su área de acción es muy restringida.
El Tithoniano es el más importante, son calizas arcillosas depositadas en una cuenca carbonatada anóxica de alto contenido orgánico, de un kerógeno de tipo II cuya generación principal es de hidrocarburos líquidos. La roca almacenadora la constituye principalmente las dolomías fracturadas distribuidas en el Kimmeridgiano, Tithoniano y Cretácico Inferior. Las de edad correspondiente al Tithoniano presentan fracturamiento menor al del Kimmeridgiano, sin embargo su permeabilidad es muy buena. La roca sello está constituida por rocas arcillosas del Cretácico tardío y las lutitas del Terciario. Hacia la parte inferior de la secuencia sedimentaria, las evaporitas del Oxfordiano constituyen el sello. sello. En la parte especifica de los yacimientos yacimientos de interés, las zonas del campo Cárdenas donde las columnas del Cretácico Inferior y Jurásico Superior no alcanzaron el grado de dolomitización y fracturamiento suficientes para permitir el llenado y acumulación de hidrocarburos, constituyen sello local para las acumulaciones del campo.
Fig. 3. Columna estratigráfica del área Mesozoica Chiapas – – Tabasco.
Número de campos, pozos e instalaciones La Tabla 1 muestra el número de campos y pozos en el activo integral Bellota - Jujo. La Fig. 4 muestra los campos que conforman al Activo Integral Bellota – Jujo. El
número de instalaciones que posee el activo para el procesamiento de los hidrocarburos obtenidos se presenta en la Tabla 2. Número de campos 26 Pozos 1 002 Operando 178 Inyectores 21 Cerrados 142 Taponados 550 Programados para taponar 111 Tabla 1. Número de campos y pozos. Instalaciones 23 Baterías de separación 12 Estaciones de compresión 9 Planta deshidratadora 2 Tabla 2. Número de instalaciones usadas para el procesamiento de los hidrocarburos producidos.
Fig. 4. Campos que componen al Activo Integral Bellota – – Jujo.
Producción Los principales campos del activo están localizados geológicamente en la cuenca Mesozoica de Chiapas-Tabasco (Fig. 1), y son productores de aceite volátil (18%) así como de aceite ligero (82%).
Tabla 3. Principales características de la roca almacenadora para los campos productores en areniscas del Terciario.
Con respecto a los activos integrales, los principales productores de hidrocarburos fueron Samaria-Luna y Bellota-Jujo, con 41% y 27% del total, respectivamente. respe ctivamente. El primero alcanzó la mayor producción de hidrocarburos, con 127.26 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, y el menor costo unitario (3.31 USD/bpce) de PEP Región Sur. En la siguiente gráfica se muestra de manera histórica la producción total de petróleo en miles de barriles diarios en el activo integral Bellota – Jujo, en lo que va del año 2000 al 2010.
Producción Producción de petróleo crudo en el AIBJ 250
s o i 200 r a i d 150 s e 100 l i r r 50 a b e 0 d s e l i M
215.9
2000
197.1
2001
201.8
2002
195.4
2003
212.3
2004
224
2005
219.1
2006
190
174.8
172.2
160.2
2007
2008
2009
2010
Año
Gráfica 1. Producción de petróleo crudo en el activo integral Bellota – Jujo, en el periodo de 2000 a 2010.
La Tabla 4 muestra el costo total de producción y el de un barril de petróleo crudo equivalente para los principales activos que conforman a la Región Sur. Costo MM$
Activos Integrales Bellota-Jujo Bellota-Juj o Cinco Presidentes Macuspana Muspac Samaria-Luna Total
Costo de producción (USD/bcpe) $7.05 $7.68 $3.40 $5.51 $3.31 $4.98
Producción Mmbpce
$7,982.90 $2,712.54 $1,545.22 $2,855.02 $5,695.99 $20,791.69
83.85 26.12 33.61 38.36 127.27 309.2
Tipo de cambio $13.315 por USD Tabla 4. Costo de producción en dólares.
Factores de recuperación por activo en campos de aceite A nivel de activos, se observa que de los campos de aceite, Abkatún-Pol-Chuc de la Región Marina Suroeste, es el que cuenta con el mayor factor de recuperación con 37.5%, le siguen Cantarell con el 35.2%, Bellota-Jujo con el 24.7%, Cinco Presidentes con el 24.4%, Samaria-Luna con 23.7% y Muspac con 22.8%. Los demás campos presentan factores de recuperación menores al 20% (ver Gráfica 2). En Tabla 5 se muestran los principales factores de recuperación de hidrocarburos para los 10 principales campos del Activo Integral Bellota – Jujo. Factores de recuperación para campos de aceite por activo 0.1 Macuspana
7.3 9
Litoral de Tabasco
9.7 15.7
Poza Rica-Altamira
19.3 22.8 23.7 24.4 24.7
Samaria-Luna Bellota Jujo
35.2 Abkatún-Pol-Chuc
37.5 0
5
10
15
20
25
30
35
%
Gráfica 2. Factores de recuperación para campos de aceite por activo integral.
40
Tipo Campo
Reservas
(1)
Factor de recuperación
Probables Posibles al 1 de enero de 2009 Último Gas/Aceite Probadas mmbpce mmbpce mmbpce % %
Jujo796.2 5.9 5.9 29 43.8 Tecominoacán Crudo Cárdenas Crudo 71.9 0 0 33.1 36.4 Puerto Ceiba Crudo 69.1 13.9 0 12.2 17.8 Mora Crudo 68.4 0 0 29.1 39.3 Bellota Crudo 59.4 0 0 32.8 38.3 Edén-Jolote Crudo 57.1 0 0 38.1 46 Paredón Crudo 40.3 9.2 0 27.2 31.2 Yagual Crudo 27.8 9.5 0 19.2 34.1 Chinchorro Crudo 26.9 15.8 0 20.3 30 Santuario Crudo 25.8 0 0 21.2 30.6 Tabla 5. Factores de recuperación para los 10 principales campos, de un total de 29, del activo integral Bellota – Jujo. (1) No incluye condensado.
Métodos de producción Debido al depresionamiento natural de los yacimientos, la producción de los pozos disminuye gradual o bruscamente dependiendo del tipo de fluidos y el ritmo de extracción, es por eso importante contar con la infraestructura superficial para no ver interrumpida la extracción de los hidrocarburos. Para los los campos del proyecto Bellota Bellota que no cuentan con un sistema de mantenimiento de presión presión es necesario implementar un sistema artificial para continuar con la explotación de los pozos y las alternativas analizadas fueron: Se cuenta con Bombeo Neumático en los campos Mora, Bellota y Edén con red de BN y se pueden profundizar los puntos de inyección utilizando tubería flexible (TF), y en los campos Chinchorro, Palangre, Yagual y Jolote también se utiliza el bombeo neumático autoabastecido, que toma el gas del mismo que produce el pozo. Respecto a los pozos a perforar se consideran pozos verticales y desviados. Respecto a la exploración la adquisición sísmica tridimensional permitirá la visualización de nuevas oportunidades hacia las porciones noreste y noroeste del área donde se han postulado la continuidad de trenes estructurales productores en los vecinos activos Samaria-Luna y Cinco Presidentes. El Activo Integral Bellota Jujo se ha dividido en 4 Proyectos integrales. Dichos proyectos integrales se detallan a continuación y las acciones y métodos de recuperación que se han implementado en ellos, con la finalidad de mejorar y aumentar la producción de petróleo. a) Proyecto Integral Bellota – Chinchorro
Disminuir la declinación de la producción del crudo de los campos Bellota, Chinchorro, Chipilín, Edén, Jolote, Mora, Palangre, Yagual, Cobra y Paché, mediante la perforación de pozos de desarrollo y mantenimiento de pozos, en la componente de explotación para obtener 175 millones de barriles de crudo y 340 mil millones de pies cúbicos de gas en el periodo 2009-2022. Así como la incorporación de reservas de aceite ligero, superligero y gas en un periodo de cinco años, principalmente en rocas carbonatadas del Mesozoico y en sedimentos Terciarios, en su componente exploratoria.
Inversión total estimada para el periodo 2009-2022 (millones (millones de pesos): $29,530 b) Proyecto Integral Cárdenas Explotar las reservas de hidrocarburos de los yacimientos en las formaciones de edad Cretácico y Jurásico que integran el campo Cárdenas, mediante la perforación y reparación de pozos, optimización de los sistemas artificiales, mantenimiento y adecuación de las instalaciones de producción para obtener 41 millones de barriles de crudo y 81 mil millones de pies cúbicos de gas en el horizonte 2009 – 2021.
Inversión total estimada para el periodo 2009-2021 (millones (millones de pesos): $5,675
c) Proyecto Integral El Golpe – Puerto Ceiba Maximizar el valor económico de las reservas de los campos que lo integran a través de actividades que permitan optimizar la explotación de la producción mediante la perforación de pozos, mejorando las instalaciones existentes para el manejo de la producción, además de incorporar volúmenes de reservas de aceite ligero y gas asociado, tanto de sedimentos Terciarios como Mesozoicos, dentro de un marco de respeto al medio ambiente.
Inversión total estimada para el periodo 2009-2023 (millones (millones de pesos): $30,562 d) Proyecto Integral Jujo – Tecominoacán Maximizar el valor económico de los yacimientos que componen este proyecto con una aplicación eficiente de los recursos de inversión en la perforación de pozos, reparaciones mayores, conversiones a sistemas artificiales, así como todas las obras complementarias superficiales para el manejo de la producción. Con lo anterior se obtendrá una producción de 395 millones barriles de crudo y 503 mil millones de pies cúbicos de gas en el periodo 2009 – 2023.
Inversión total estimada para el periodo 2009-2023 (millones (millones de pesos): $35,127
Para el Proyecto Integral Jujo – Tecominoacán se contempló la inyección inmiscible de nitrógeno como método de producción terciario o mejorado, con la finalidad de mantener la presión de los yacimientos naturalmente fracturados que componen a este proyecto. Aspectos prácticos del monitoreo de la inyección inmiscible de nitrógeno (N 2 2 ) – Tecominoacán en yacimientos naturalmente fracturados del campo Jujo – La finalidad del proyecto es analizar el comportamiento dinámico de los parámetros más importantes del yacimiento, definir acciones preventivas y correctivas en tiempo real, para optimizar la explotación de las reservas de aceite y gas, extender, prolongar o alargar el ciclo de vida del yacimiento y maximizar el factor de recuperación. Con el objetivo de mantener la presión del campo, disminuir la irrupción del agua (ver Fig. 5 y Fig. 6) en los pozos e incrementar el factor de recuperación, se dio inicio a la inyección de gas en el campo.
Fig. 5. Modelo geológico del campo Jujo.
Fig. 6. Modelo geológico para el campo Tecominoacán.
El proyecto consistió en 3 fases:
Inyección de gas dulce al área de Tecominoacán. Inyección de gas amargo al área de Jujo. Inyección de N2 en todo el campo.
Historia de explotación El campo inicia su explotación en octubre de 1982, con la terminación del pozo Jujo 2A, a la fecha se han perforado 147 pozos, de los cuales se mantienen en producción 43 (36 con bombeo neumático y 7 fluyentes), 8 pozos inyectores de N 2 y 1 pozo inyector de gas hidrocarburo. La producción máxima obtenida fue de 205,000 barriles por día (bpd) en febrero de 1986 y la producción promedio al mes de diciembre de 2010 fue de 52,800 bpd de aceite y 105.32 millones de pies cúbicos por día (mmpcd). La presión inicial del yacimiento (Piy) fue de 700 kilogramos por centímetro cuadrado (Kg/cm2), y la presión de saturación (Pb) de 262 Kg/cm2; sin embargo, debido a la explotación de hidrocarburos, la presión del yacimiento (Py) ha declinado sustancialmente hasta un valor de 210 Kg/cm2 antes de iniciar la inyección de gas en el campo; es decir, se agotó el 62% de la energía inicial del yacimiento. Durante la vida productiva del campo se han definido seis etapas (Fig. X): 1. Se alcanza la máxima producción en febrero de 1986, Qo = 205,000 bpd.
2. Declina la producción de 205,000 a 120,000 bpd y se observa presencia de asfáltenos en aparejos de producción. 3. Se profundizan pozos, se aplica un sistema artificial de producción (BN continuo) y se reactiva el área de Tecominoacán. 4. Perforación de pozos de desarrollo intermedios, reparaciones mayores (RMA), e inicia la inyección de gas dulce (prueba piloto) y gas amargo. 5. Desarrollo complementario y optimización de productividad. productividad. 6. Inicia la inyección de N2 (90 mmpcd). Debido al abatimiento de la Py, se requería aplicar al campo un proceso de mantenimiento de presión por la inyección de algún fluido, que permitiera mantener en condiciones operativas a los pozos, alargando su vida productiva y por consiguiente mejorar el factor de recuperación al retrasar su invasión por agua. De todo ello, se concluyó que la inyección de gas resultó ser una buena alternativa para mantener la presión del Campo Jujo-Tecominoacán dado que se han obtenido factores de recuperación elevados del orden de 44%.
Fig. X. Historia de la producción del campo, mostrando las etapas de explotación.
Bibliografía consultada y direcciones de Internet 1. CNH (2010). Factores de Recuperación de Aceite y Gas en México [en línea]. línea]. http://www.cnh.gob.mx/_docs/DOCUMENTOTECNICO1FINAL.pdf.. 17/10/11. http://www.cnh.gob.mx/_docs/DOCUMENTOTECNICO1FINAL.pdf 2. PEMEX (2009). Aspectos prácticos del monitoreo de la la inyección inmiscible de de N2 [en línea]. 3. CIPM (2005). Posibilidades de extensión en los campos del área Chiapas Chiapas – Tabasco [en línea]. http://www.cedip.edu.mx/graficacion/petroleros/Administraci%C3%B3n%20de %20Pemex%20Exploracion/Exploracion/30%20POSIBILIDADES%20DE%20E
XTENSION%20EN%20LOS%20CAMPOS%20DEL%20AREA%20CHIAPAS% 20TABASCO.pdf.. 17/10/11. 20TABASCO.pdf 4. PEMEX (2009). Desarrollo sustentable 2009 [en línea]. http://desarrollosustentable.pemex.com/files/content/inf09/pep/ds09.pdf.. http://desarrollosustentable.pemex.com/files/content/inf09/pep/ds09.pdf 17/10/11.
