Buscan revertir declinación en Chicontepec

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La baja producción que en los últimos meses mostró el Activo Integral Aceite Terciario del Golfo (AIATG), se revertirá con el apoyo de la Iniciativa Privada (IP).

 

 Por Marisol Hernández

Tras la aprobación de la reforma energética, el panorama mundial en cuanto a las reservas petroleras de México ha cambiado, motivo por el cual, ante la problemática que presenta la explotación de petróleo en los campos de Chicontepec, (área que vio caer su producción a mediados de 2013), Pemex tomó cartas en el asunto y con apoyo de la tecnología busca reactivar la explotación del área para alcanzar los niveles previstos y revertir la declinación.

Con la llamada modernización de Petróleos Mexicanos son varios los cambios que se esperan en la paraestatal, sobre todo con la entrada de la Iniciativa Privada en los contratos de utilidad compartida, situación que abre la puerta a las empresas trasnacionales para apoyar con maquinaria y alta tecnología la explotación exitosa del área de Chicontepec, que desde su descubrimiento ha tenido problemas por lo rugoso de sus campos.

El Activo Integral Aceite Terciario del Golfo (AIATG) se ubica en los estados de Veracruz y Puebla, con una extensión de 3,800 km², integrado por campos productores de areniscas del terciario.

Las reservas totales superan los 17,000 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, que representan aproximadamente 40% de las reservas totales de México.

Se busca fortalecer el esquema actual a través de mantener la conducción central y dirección estratégica de la industria petrolera, y garantizar así la seguridad energética de las actuales y próximas generaciones de manera adecuada. En ese contexto, Pemex evalúa el ritmo que se tomará en cuanto a perforación y producción en Chicontepec.

Para hacer producir a estas reservas se tendrán que perforar miles de pozos. No obstante, como la gran mayoría de los depósitos son pequeños y operan con baja presión, las tasas de recuperación son bajas. De esta forma, al tener conocimiento de las condiciones, las inversiones a realizarse deberán ir acorde a explotar sin rezago, toda vez que durante los últimos dos años la producción ha estado alrededor de la tercera parte de lo proyectado. Algunos estudios de Pemex afirman que Chicontepec no generará flujos positivos, sino hasta 2015, siempre y cuando la empresa cuente con la tecnología de producción adecuada, además de una buena estrategia que preserve y maximice la renta petrolera.

Durante el Congreso Mexicano del Petróleo se realizó un análisis que demuestra el estado del AIATG, mismo que tiene una Producción promedio de 64.016 Bls. De sus 3,291 pozos, actualmente operan 2,060 y 1,231 se encuentran cerrados por diversos motivos.

Del total de los pozos en operación, solo 655 son fluyentes, por lo cual existe la necesidad de prolongar su explotación, con el propósito de incrementar la recuperación de hidrocarburos, con lo que se optimizaría la energía desde el yacimiento hasta la batería de separación. De los 1,405 pozos restantes, se tienen 1,324 en operación con sistema artificial.

El tipo de yacimiento es de aceite negro bajo saturado con una presión que oscila entre 90 y 350 Kg/cm2. La densidad de aceite varía de 9 a 36º API. La profundidad de los yacimientos va de 850 m en la parte NW hasta 3200 m hacia el SE. La producción de aceite real es de 64.016 Bls y la de gas de 135.73 MMPCD.

Buscan optimizar los pozos

Ante la necesidad de atenuar la declinación de la producción base, se formaron grupos de productividad en el Activo con el objeto de incorporar, optimizar y mantener los pozos operando con el máximo de eficiencia a un costo mínimo.

Con la adjudicación de los contratos para exploración y producción de tres bloques petroleros del complejo Chicontepec a compañías privadas, se tienen altas expectativas.

De acuerdo con lo señalado por Carlos Morales Gil, director general de Exploración y Producción de Pemex, estos contratos presentan una nueva forma de colaboración entre Petróleos Mexicanos y la industria petrolera, que permitirán a la paraestatal ampliar su flexibilidad operativa y capacidad de ejecución, al incorporar nueva tecnología en sus procesos.

Pemex ha adquirido sísmica tridimensional en casi todo el Paleocanal; además, cuenta con líneas sísmicas bidimensionales para demostrar que Chicontepec sí es rentable, así como la manera en que se debe perforar en el lugar.

En este sentido, el titular de Pemex, Emilio Lozoya Austin, ha señalado que con los contratos de utilidad compartida se busca modernizar a la paraestatal, no sólo para ponerse a la vanguardia trayendo capital, sino también para desarrollar la industria energética a favor del Estado mexicano, a través del pago de la renta petrolera, dejando en claro que el Estado mantiene la propiedad de los mismos.

Afirmó que para desarrollar la industria energética del país no se requieren ideologías, sino tecnología para poder desarrollar algunos yacimientos que tienen complejidades muy grandes, con lo que México aporta un capítulo muy importante en la modernización de su economía.

“Yo me atrevo a decir que esto transformará ciertas zonas del país, zonas deprimidas, estados que tienen importantes yacimientos y en los cuales no ha habido un desarrollo importante, porque son yacimientos que tienen un costo un poco mayor a los que tenemos en el Golfo de México, por ejemplo, en aguas someras.

Si tenemos yacimientos, como el de Tsimin y Xux, en el cual el costo del barril puede rondar los USD $4 ó 5 y hay yacimientos de USD $50 de costo, pues los de USD $50 se quedan retrasados en la cartera de inversión de Pemex, y creo que el país requiere generar esta riqueza para el Estado mexicano, de tal forma que se puedan construir más escuelas, más carreteras, más infraestructura. Éste será el gran impacto de la Reforma Energética: crear más renta petrolera, para que el Estado mexicano pueda modernizar y combatir la pobreza”, agregó.

Uso de la tecnología

Durante una reunión con los empresarios de la Cámara Nacional de la Industria de la Transformación, Lozoya Austin señaló que la renta petrolera se incrementará si se aumenta la producción en México, y para hacerlo, dijo, es importante atraer las inversiones de capital privado, sin que tengan propiedad del subsuelo ni del hidrocarburo, pero con esta mayor inversión aunada a la de Pemex, sostuvo, se podrá producir más y, por lo tanto, incrementar la misma.

Ahondó que en materia de exploración y producción se requieren en el país inversiones por USD $60,000 en promedio anual para la próxima década, a fin de desarrollar al máximo su potencial.

Precisó que en el caso de Chicontepec se requieren perforar unos 500 pozos anualmente, mientras que para gas y petróleo shale son necesarios entre 1,000 y 2,000 pozos.

Para dar una idea, Pemex dio a conocer parte de la tecnología que se utiliza actualmente para obtener mejores resultados en esta área:

1.- Enfatización de imágenes sísmicas en áreas de gran interés para Pemex Exploración y Producción (PEP): Cantarell y Chicontepec (Campos Agua Fría-Coapechaca-Tajín y Soledad-Amatitlán).

Este proceso permitirá a Pemex mejorar la calidad en el yacimiento, del crudos pesados (Ku Maloob Zaap), lo cual facilitará la extracción de cuotas de producción comprometidas por el Activo Integral Ku-Maloob-Zaap. Además, permitirá establecer alternativas para la explotación, manejo y transporte de crudo pesado, así como incrementar el factor de recuperación y reservas en yacimientos maduros y disminuir la declinación de la producción.

Pemex contará con una alternativa tecnológica para el transporte de crudo pesado o extrapesado por tubería a temperatura ambiente bajo la forma de una emulsión, sin necesidad de agregar diluentes y en coordinación con el Instituto Mexicano del Petróleo (IMP) contarán con una plataforma de caracterización para crudos pesados y extrapesados mexicanos que contempla el modelado de propiedades de transporte de aplicación directa en procesos de producción, transporte y acondicionamiento de hidrocarburos.

2.- Incorporación y adaptación de tecnologías para el modelado petrofísico de formaciones en yacimientos areno arcillosos.

Esto consiste en que las Regiones Norte y Sur de Petróleos Mexicanos podrán contar con el apoyo de los especialistas en petrofísica del Instituto en la aplicación de una nueva metodología para la evaluación de los registros geofísicos de pozo, que incluyan herramientas nuevas como la de inducción AIT en la determinación de los parámetros tradicionales de yacimiento, pero con un nuevo enfoque hacia la evaluación de la anisotropía eléctrica.

Como resultado de las aplicaciones, se dispondrá de valores más reales referentes a la distribución de los fluidos y, en general, de las características de la roca de yacimiento bajo estudio. Con esto se podrá aportar información petrofísica más precisa y confiable a otros procesos de la explotación de las importantes reservas del Paleocanal Chicontepec y del Sureste de México.

3.- Incorporación física de rocas en la caracterización de yacimientos areno arcillosos, que significa reducir el riesgo en la exploración, así como la delimitación y caracterización de yacimientos areno -arcillosos. Consiste también en apoyar en la detección de nuevas zonas de interés económico, para el incremento de reservas con base en la integración de nuevas tecnologías geofísicas, geológicas y geomecánicas para caracterización de yacimientos areno arcillosos (indicadores de hidrocarburos, mapeo de zonas de interés, posible detección de zonas con direcciones preferenciales de permeabilidad).

Asimismo, se ejecutan secuencias turbidíticas en el Canal de Chicontepec y las que se localizan depositadas en aguas profundas análogas a los sedimentos existentes en el Golfo de México. Se incluyen también los modelos integrales de física de roca y geomecánica, sísmica y su correlación geológica para diseño de pozos en la perforación. Igualmente, contemplan brindar asesorías y capacitación en cursos y talleres para la asimilación de las nuevas tecnologías que se generen en el proyecto.

4.- Caracterización de yacimientos areno-arcillosos por medio de modelado multifractal: en este punto, la tecnología integral fractal en la caracterización de yacimientos areno-arcillosos es prioritaria, así como apoyar el desarrollo de los yacimientos de Chicontepec.

Se buscará detectar nuevas zonas interés económico, con el fin de incrementar las reservas, con base en la integración de tecnologías modernas (multiescalamiento fractal) para la caracterización de yacimientos areno arcillosos.

También, disminuir el riesgo en la caracterización y explotación de yacimientos areno-arcillosos. Los modelos fractales de yacimientos areno-arcillosos y su correlación geológica para diseño de pozos de recuperación de hidrocarburos.

IMP contribuye al éxito

Con el compromiso de revertir la declinación de la producción de este campo, el IMP se abocó a buscar mejores opciones técnicas que permitan incrementar la producción, lo que dio como resultado el desarrollo de una nueva versión del Mejorador de Patrón de Flujo tipo Venturi (MPFV®), con un enfoque de aplicación para las condiciones y características de los campos que integran Chicontepec.

El MPFV® es un dispositivo mecánico diseñado por el IMP, que instalado en el extremo de la tubería de producción. Permite, por una parte, mejorar la productividad de los pozos de gas y aceite con problemas de carga de líquidos y, por otra, controlar la producción de agua, al tiempo que administra la energía del yacimiento y prolonga la vida fluyente de los pozos. De esta forma, incrementa el factor de recuperación basado en la mejora en el patrón de flujo, para conducir los hidrocarburos del fondo a la superficie, evitando que el pozo produzca con flujo inestable.

Esta versión integra tanto nuevos desarrollos tecnológicos como las experiencias previas en aplicaciones, principalmente en los campos de los activos de producción Burgos y Veracruz, de la Región Norte de Petróleos Mexicanos (Pemex). En ella, se logró un dispositivo con un nuevo sistema de anclaje y un tamaño compacto que facilita su recuperación y mantenimiento, dando como resultado mayor rentabilidad en su aplicación, al reducir considerablemente las operaciones de instalación y mantenimiento.

Actualmente, el MPFV®, en su nueva versión, se aplica en dos pozos piloto: el Tajín 196 y el Presidente Alemán 2098, cuyos resultados han permitido evaluarlo y alcanzar los objetivos planteados. Como resultado de la aplicación de esta nueva tecnología, se ha logrado un incremento promedio de producción del pozo Tajín 196 de 13 por ciento y ha evitado su proceso de rápida declinación, característica de este tipo de formaciones, al mantener su plataforma de producción en los tres meses transcurridos desde su puesta en operación.

Actualmente, el IMP dispone de una capacidad para poner en operación un promedio de 200 herramientas anualmente, con lo que puede dar soporte técnico y mantenimiento a costos competitivos y con técnicos especializados de la propia institución, además de contribuir a mejorar los indicadores económicos en la explotación de Chicontepec.