Caracterización dinámica, un factor clave para la administración de yacimientos petrolíferos
Administración de yacimientos petrolíferos en México.
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ING1 SERGIO R. AYALA NIETO r~
MEXICO D.F. NOVIEMBRE DE 1993
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CONTENIDO
PAGINA
• ANTECEDENTES 1
• DEFINICION Y OBJETIVO 3
• EVOLUCION DE LA ADMINISTRACION DE YACIMIENTOS 4
• PLAN GENERAL 7
• IMPLEMENTACION 10
• LA INGENIERIA DE YACIMIENTOS EN LA EXPLOTACION DE 12
HIDROCARBUROS
• PERFORACION Y TERMINACION DE POZOS 17
• INGENIERIA DE PRODUCCION 21
• EVALUACION ECONOMICA 25
• LA ADMINISTRACION DE YACIMIENTOS EN MEXICO 27
• CAMPO POZA RICA: YACIMIENTO TAMABRA 29
• COMPLEJO ABKATUN-POL-CHUC 35
• PROYECTO CANTARELL 41
• COMENTARIOS Y CONCLUSIONES 46
u
ANTECEDENTES
Uno de los motivos primordiales que han impulsado a la humanidad a través de
la historia ha sido procurarse recursos materiales y energéticos que le permitan
satisfacer sus necesidades fundamentales y hacer más placentera su breve
estadía en este mundo. Así el hombre ha llegado a dominar el manejo de
algunas formas de energía, entre las que destaca la obtenida de los
hidrocarburos. Este tipo de energía, cubre alrededor del 40% del consumo
mundial, cifra que convierte al petróleo en la principal fuente de energéticos.
Al correlacionar las reservas mundiales de hidrocarburos con el consumo
anual, se obtiene una vida de explotación para esas reservas de 42 años
(figura 1), pero si se considera la declinación natural en la producción que
exhiben los yacimientos petrolíferos, puede afirmarse que el periodo real
durante el cual pudiese ser satisfecha la demanda sería menor. Se requiere en
consecuencia incrementar las reservas, ya sea mediante el descubrimiento de
nuevos yacimientos o mejorando sustancialmente la explotacion de los campos
ya desarrollados.
Esta última práctica ha sido preocupación constante cuando menos durante los
últimos 30 años y constituye el punto de partida, de la metodología que hoy en
día se conoce como Administración de Yacimientos.
Esta disciplina tiene como antecedente principal a la Ingeniería de Yacimientos,
razón por la cual algunas personas consideraban sinónimos ambos términos;
sin embargo, es preciso subrayar que si bien es cierto que la Ingeniería de
Yacimientos era en los albores de los años setenta, el único apoyo tecnológico
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para su explotación, mediante la aplicación de los conceptos fundamentales de
la mecánica de los yacimientos y el empleo de computadoras básicas, también
lo es, que se necesitó la sinergia con otras especialidades para dar origen a la
Administración de Yacimientos.
DEFINICION Y OBJETIVO DE LA ADMINISTRACION DE YACIMIENTOS
La idea básica de administración, entendida como el uso racional de recursos
para alcanzar un fin, se aplicó por primera vez con esta connotación a la
explotación de yacimientos petrolíferos desde los años treinta; sin embargo,
hoy día concurren en la Administración de Yacimientos una diversidad de
especialidades cuya complejidad se deriva de la alta tecnología que en cada
una de ellas se ha alcanzado, y que conducen al objetivo de lograr el máximo
aprovechamiento económico de los hidrocarburos de un yacimiento.
En ésta metodología se distinguen las siguientes grandes etapas:
- Establecimiento de metas y objetivos
- Formulación de un plan de operación para alcanzar las metas y objetivos
- Seguimiento y control de operaciones para lograr la calidad total
- Evaluación de resultados para verificar el cumplimiento de metas y
objetivos.
Con estas consideraciones se puede definir la Administración de Yacimientos
por su objetivo o por el conjunto de actividades que en ella intervienen.
L 3
u E
La Administración de Yacimientos petroliferos, es la aplicación de la tecnología
de avanzada de diversas ramas de la ingeniería a un sistema roca-fluido, con el
fin de lograr un máximo beneficio económico en la explotación de un
yacimiento.
Desde el punto de vista rigurosamente técnico puede considerarse también
como: El conjunto de decisiones y operaciones mediante el cual a un
yacimiento petrolífero se le ¡dentifica, cuantifica, desarrolla, explota, monitorea y
evalúa en todas sus etapas de producción, esto es desde su descubrimiento,
pasando por su explotación, hasta su abandono.
Li EVOLUCION DE LA ADMINISTRACION DE YACIMIENTOS
J Esta metodología se inicia a principios de los setenta, al cobrar importancia
relevante la Geología, que al integrarse con la Ingeniería de Yacimientos
permitió un mejor y más amplio conocimiento de las características intrínsecas
del sistema roca-fluidos. Esta importante conjunción de tecnología ingenieril y
geológica, se vió agigantada a fines de los setenta al incorporarse el
conocimiento geofísico, se llegó así a una descripción más detallada y profunda
de los yacimientos petrolíferos, con relación a los rasgos estructurales,
estratigráficos, la litología, las propiedades físicas del sistema roca-fluido,
continuidad del yacimiento, contactos de fluidos, distribución de espesores,
comportamiento de fluidos, etc. que sirven de base para un mayor
entendimiento del tipo de yacimiento en cuestión, así como para la utilización
de poderosas herramientas de cómputo, con las cuales es factible simular el
comportamiento de un yacimiento sometido a diversos regímenes de desarrollo ti.
4
1 r
y de explotación. Sin embargo hasta este punto, se hacía caso omiso de otras
disciplinas (figura 2) que, como se verá adelante, también contribuyen y de
C
manera fundamental a la explotación rentable de los mismos, objetivo principal
de la Administración de Yacimientos.
E Hasta los años 80's se empiezan a considerar otras especialidades tales como:
r - Perforación y Terminación de Pozos
- Ingeniería de Producción de Pozos
- Ingeniería de Construcción y Diseño
- Operación de Instalaciones de Producción
- Computación
- Ingeniería Económica
- Protección Ambiental
p
Con el concurso de estas especialidades se dispone de un horizonte más
amplio para optimizar el comportamiento de un yacimiento; es inobjetable que
el empleo de fluidos de perforación para cada formación productora, permitirá p í
L minimizar el daño y en consecuencia obtener mejores índices de productividad,
entendidos éstos como mayor producción con menores caídas de presión en el
yacimiento. El tipo de terminación, es también otro aspecto determinante para
lograr mayores producciones e indudablemente un buen diseño y operación de
las instalaciones de producción, red unda también en alcanzar este objetivo.
[
Sería prolijo describir todos y cada uno de los factores que pudieran participar
en la organización de la explotación de un yacimiento, razón por la cual se
aplican solamente 2 de ellos. m.
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PLAN GENERAL DE LA ADMINISTRACION DE YACIMIENTOS
La planeación es fundamental para la administración de un yacimiento
petrolífero, implica desarrollar una estrategia integral para alcanzar los
objetivos de la administración y surge de la actividad pensante y creativa del
equipo humano responsable de ella.
E Se deberán prever y analizar todos los acontecimientos que puedan ocurrir, las
E operaciones y alternativas que se presentan, evaluarlas económicamente y
estar preparado para optimizarlas. Todo esto con el concurso de los integrantes
de un grupo multidisciplinario en el que estén representadas todas las
especialidades (figura 3) que intervienen en el desarrollo y explotación de una 1..
estructura almacenadora de hidrocarburos, a fin de lograr el efecto de sinergia
en todas las acciones derivadas del plan general. Este debe contemplar, entre
otras, las siguientes:
- Señalar claramente las metas que deberán cumplirse para llegar al
objetivo final.
- Establecer las limitaciones técnicas, jurídicas, económicas, ecológicas,
etc., bajo las cuales se va a llevar a cabo la administración.
- Desarrollar un estudio que contenga información sobre la geología
regional, estratigrafía, estructuras del yacimiento o partes que se van a
administrar.
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- Caracterizar apropiadamente al yacimiento a fin de tener claro
discernimiento macro y microscópico del mismo, así como un adecuado
conocimiento del flujo de fluidos en el medio poroso.
a
- Realizar estudios de desarrollo del yacimiento que conlleven a optimizar
el número de pozos a perforar.
E - Optimizar la perforación y terminación de pozos, así como definir el
[ mejor sistema subsuperficial de producción.
p
- Diseñar el sistema superficial de producción que permita la adecuada
explotación de los yacimientos.
- Efectuar los estudios de simulación para predecir el comportamiento del
yacimiento y establecer el ritmo de explotación más apropiado para las
características del mismo.
- Establecer un estricto control de la explotacion del yacimiento desde la
etapa inicial.
- Planear la adquisición de información geológica, geofísica, de
propiedades físicas del yacimiento, de presión-producción, etc, que
faciliten la realización de las anteriores actividades.
E - Incluir en todos estos renglones los aspectos económicos y de
protección al medio ambiente.
L.
1 9
1
La Administración de Yacimientos es un proceso continuo que, en un
yacimiento nuevo se inicia desde el mismo pozo descubridor (figura 4) y
continúa con la caracterización detallada del mismo, su desarrollo óptimo, la
definición de los sistemas más adecuados de producción, los estudios del
comportamiento bajo diferentes esquemas de producción que conllevan a su
óptima explotación económica, lo que implica minimizar costos, tiempo,
recursos humanos y financieros e indudablemente requieren el uso de
tecnologías avanzadas de Computación, Ingeniería de Sistemas, Evaluación
Económica y de las especialidades de Ingeniería Petrolera, Perforación,
Producción y Yacimientos.
En un campo en explotación avanzada también es muy conveniente utilizar esta
metodología para revitalizar la producción mediante la perforación de pozos
[ intermedios, la aplicación de algún sistema de recuperación secundaria, la
u utilización de un sistema artificial de producción o bien a través de la
optimización de instalaciones. Esto significa que la Administración de
Yacimientos debe aplicarse en cualquier etapa de la vida de un campo
petrolero.
IMPLEMENTACION
La delineación del plan general de la administración de un yacimiento es el
L inicio del proceso para lograr el máximo aprovechamiento económico de los
hidrocarburos que contiene, sin embargo es indudable que la trascendencia de L este plan está apoyada en su implementación o sea en la realización de las
acciones establecidas en el mismo. Para tener éxito en su aplicación es
10
1 u-" CAMPOS NUEVOS
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OZO EXPLORATORIO
ARACTEÍZACION DEL YACIMIENTO
ESARROLLO DEL CAMPO
STALACIONES DE PRODUCCION
CAMPOS EN ExPLOTACION
AVAN7ADA
RECURSOS HUMANOS
RECURSOS FINANCIEROS
EVALUACION ECONOM ICA
INGENIERIA DE SISTEMAS
COM PUTAC ION
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PRODUCCION
SISTEMAS DE RECUPERACION SECUNDARIA O MEJORADA
PEVITALIZACION - DE LA PRODUCCION ,1 OP11MIZACION DE INSTALACIONES
PERFORACION DE POZOS
Figura 4
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indispensable establecer un estricto y continuo seguimiento y evaluación de las
actividades definidas, vigilar que se realicen en tiempo y calidad, no tan solo
por la importancia intrínseca de cada una de ellas sino por los efectos que
ejercen sobre todo el sistema. Por otra parte, también es muy importante el tipo
de datos e información que se requiere obtener para conocer a fondo las
caracteristicas y el comportamiento del yacimiento, no debe omitirse la razón
de su obtención y la manera como es más conveniente su adquisición.
La implementación es la parte más relevante del contínuo proceso de
administración de un yacimiento, en la que se va conociendo cada vez con
mayor profundidad al yacimiento y permite ir modificando o actualizando el plan
km general de administración.
Si bien es cierto que con el concurso de diversas especialidades se conformó
la metodología que aquí se ha definido, también lo es el hecho de que la parte
toral de la misma lo constituyen el yacimiento petrolífero, los pozos a través de
116 los cuales los fluidos del yacimiento son producidos, así como las instalaciones
superficiales con que se manejan. Por esta razón, se hablará brevemente de
estas áreas de especialidad de la Ingeniería Petrolera es decir: Ingeniería de
Yacimientos, Perforación y Producción.
1 LA INGENIERIA DE YACIMIENTOS EN LA EXPLOTACION DE
HIDROCARBUROS
La Ingeniería de Yacimientos, definida como la especialidad de la Ingeniería
Petrolera que realiza estudios, analiza y propone planes de explotación a fin de
12
1 ro
recuperar los mayores volúmenes de hidrocarburos de la manera más
conveniente y económica, comprende, indudablemente la mayor parte de las
áreas básicas de la administración, por este motivo, antes de 1970 se
consideraba a la Ingeniería de Yacimientos como el único enfoque de
importancia que debería tomarse en cuenta en su administración. Esta rama de
la Ingeniería Petrolera surgió en América durante los años treinta de este siglo,
cuando se tuvo la certidumbre de que las acumulaciones de hidrocarburos se
presentan en los poros de las rocas permeables y no en cavernas subterráneas
1 i como se pensaba en un principio. Esta convicción indujo a los primeros
investigadores en Ingeniería de Yacimientos a buscar el soporte científico al
flujo de hidrocarburos en los poros de la rocas, encontrándolo en los trabajos
realizados con objetivos similares por el Ing. francés Henry Darcy, quien en
1856 descubrió la ley que lleva su nombre, al realizar investigaciones del
L escurrimiento del agua en arenas (figura 5). Esta ley constituyó la columna
vertebral que describe el flujo de hidrocarburos en los yacimientos petrolíferos.
La ley de Darcy que expresa el gasto en flujo lineal y régimen permanente:
L Q =
Donde:
Q - Es el gasto de flujo a través de un medio poroso (Función de la presión, temperatura y características físicas del fluido y del medio
[ poroso).
k- Permeabilidad
A - Area del medio poroso
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1 • p. - Viscosidad del fluido que varía con la presión y la temperatura.
- Caída de presión entre las caras de entrada y salida.
zL.- Longitud del medio poroso.
Esta expresión, aplicada a los elementos geométricos o celdas en los que se
suele considerar divididos los yacimientos para su representación numérica,
constituye la base de los modelos o simuladores de yacimientos petrolíferos y
pone de relieve la interrelación implícita y explícita que existe entre la
geometría y propiedades petrofísicas de la roca, las propiedades fisicoquímicas
de los fluidos, las variables termodinámicas de presión y temperatura y las
leyes que rigen el escurrimiento de fluidos a través de los poros de la roca.
Por otra parte, es evidente la complejidad que representa predecir el
comportamiento de un yacimiento petrolífero como un sistema unificado, en el
que además de la multitud de variables y parámetros y leyes ya anunciadas,
deben incluirse las heterogeneidades de la roca y de los fluidos, así como los
sistemas de producción en pozo y superficie.
Por ese motivo desde los inicios de la Ingeniería de Yacimientos se empezó a
buscar con los modelos físicos de diversa índole (figura 6), homologar el
Ll comportamiento de los yacimientos, tratando de inferir de las observaciones y
mediciones que en ellos se realizaban el comportamiento de los yacimientos 141
reales, así fuese en forma cualitativa o aproximada en el mejor de los casos.
El advenimiento de los modelos matemáticos y el empleo de computadoras de
alta capacidad constituyen, sin duda, el avance más importante de la predicción
del comportamiento del yacimiento. La fidelidad en la representación del
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1
1
sistema roca-fluidos, permite considerar la geometría y heterogeneidad de las
propiedades petrofísicas de las rocas en forma tridimensional, y calibrar los
parámetros para obtener un ajuste entre los resultados y la historia de presión-
producción y de esa manera predecir el comportamiento que tendrá el
[
yacimiento bajo diferentes alternativas de explotación. La evaluación
económica de éstas, hace posible definir la más favorable y establecer el plan
[ de explotación más apropiado para el yacimiento.
1 Los éxitos que empezaron a obtener los equipos sinergéticos en las
predicciones del comportamiento de los yacimientos, al sujetarlos a diversas
formas de producción, explicables por el gran valor que les daba la descripción
( detallada del yacimiento a través de las áreas de Geología y Geofísica y el uso
de la simulación numérica de yacimientos, reforzó en gran medida la
confiabilidad de los estudios que se realizaban en el área de Ingeniería de
Yacimientos.
E PERFORACION Y TERMINACION DE POZOS
E' La explotación convencional de un yacimiento suele seguir una secuencia de
etapas bien conocida, se inicia con la perforación del pozo exploratorio cuya
localización, si se realiza con la tecnología moderna permite preveer el tipo de 1.
fluidos que se espera así como una cuantificación aproximada de los
hidrocarburos probablemente contenidos en la estructura, cuyo valor constituye
Eun factor importante en la decisión de perforar ese primer pozo, con el
propósito de confirmar o desechar un prospecto geológico en particular.
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1
La información geológica y geofísica del sistema roca-fluidos, que se obtienen
adicionalmente en el pozo exploratorio y la realización de pruebas de formación
o bien de presión-producción, es muy valiosa para ubicar los pozos que
permitan posteriormente delinear los límites del yacimiento (figura 7) y conocer
mejor sus características y dimensiones. La perforación de estos pozos debe bM
realizarse obedeciendo ya a un plan general de administración de yacimientos
y en particular a un plan de perforación que debe estar encauzado no sólo a la
optimización de esta actividad sino también a la correcta adquisición de la
información necesaria y suficiente en cantidad y calidad, que asegure el
cumplimiento del objetivo de esos pozos.
Una vez que se tienen definidos los límites del yacimiento y un mejor
conocimiento de las características físicas del mismo, es posible, como parte
del plan de administración determinar la ubicación y el número óptimo de pozos
con que se va a explotar.
La etapa del desarrollo del yacimiento es una de las más trascendentes ya que
la única manera de administrarlo es a través de los pozos que se perforen. Aún
cuando los pozos de desarrollo requieren de menor planeación que los
o exploratorios y los de delimitación, su perforación también debe estar regida
por el plan general de administración, en el que deberá definirse si un campo
petrolero será desarrollado mediante pozos verticales, direccionales e incluso
horizontales, obedeciendo a las características del yacimiento o bien a las
soluciones posibles de problemas que pudieran presentarse en la superficie
o donde se localiza el yacimiento. Por otra parte, en esta etapa se planea y se
adquiere la mayor parte de la información básica del yacimiento como son:
registros geofísicos de pozo, núcleos, muestras superficiales de fluidos, datos ha
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de presión, pruebas de producción, etc., que se utilizan para los estudios de la
explotación económica de un yacimiento.
Hasta aquí se han mencionado tres tipos de pozos, a saber: exploratorios, de
delimitación y de desarrollo; sin embargo, se tiene una cuarta clase que
corresponde a los llamados de observación o de proyecto y que son aquellos
que se perforan exprofeso para la aplicación de un proceso de recuperación
secundaria o mejorada, así como para observar los avances de los frentes de
E. invasión en esos mismos procesos.
En general, en la perforación de un pozo es factible distinguir tres acciones
principales: identificación del objetivo del pozo, desarrollo del plan de
perforación y revisión y aprobación del plan por el coordinador del proyecto.
L Dicho plan debe considerar a su vez diversos programas como son: de
barrenas, de tuberías de perforación, de fluidos de perforación y de adquisición
de información, ésta pudiera provenir de núcleos, registros geofísicos de pozos,
de pruebas de presión-producción, etc.
C. Por último, en el plan de perforación también se debe considerar el tipo de
terminación que prevea entre otras acciones las siguientes:
[ - Estimulación del intervalo productor ya sea mediante acidificación o
fracturamiento.
E - Instalación de un sistema artificial de producción.
- Realización de reparaciones mayores.
- Utilización del pozo en proyectos de recuperación secundaria o mejorada.
- Adquisición de información durante la explotación del yacimiento.
1 20
iki
C Todas estas acciones tienden a maximizar la recuperación de los hidrocarburos
contenidos en el yacimiento al menor costo posible.
INGENIERIA DE PRODUCCION
Cuando se habló de la perforación y terminación de pozos, se hizo notar la
necesidad de considerar dentro del plan de administración, la posibilidad de
utilizar un sistema artificial de producción en alguna etapa de la explotación de
P I un yacimiento o bien aplicar un proceso de recuperación mejorada o ambas
alternativas simultáneamente. La decisión debe ser tomada con base en los
estudios de predicción del comportamiento del yacimiento, que deben
contemplar diversas opciones para definir si es necesario suministrar energía
adicional al yacimiento o emplear un sistema artificial, así como la fecha
aproximada en la que se debe dar inicio a la opción seleccionada.
E
En este punto del plan se requiere la intervención de especialistas en ingeniería
de producción para que se optimice la explotación no tan solo en el yacimiento,
1 sino también en el pozo. Tal es el caso que actualmente se esta viviendo en el
campo Ku de la región marina, en el que se esta probando un sistema artificial
mediante bombeo electrocentrífugo (figura 8), cuyos resultados iniciales son
1
muy halagadores y hacen prever la utilización extensiva de este sistema en
yacimientos con características similares al citado campo.
E Desde luego que el sistema artificial debe ser cuidadosamente diseñado a fin
de obtener las cuotas de producción fijadas por las condiciones variables del
yacimiento, a través del tiempo de explotación. 1..
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Otro renglón a considerar en el plan general de administración, son las
instalaciones de producción, que deben planearse de acuerdo con las políticas
de explotación para un yacimiento en particular y diseñadas de manera tal que
puedan ser modificadas, al menor costo posible.
Un claro ejemplo que adelante se detallará, es el caso del proyecto Cantarell,
en el que se modificaron las instalaciones superficiales de producción a fin de
reducir la contrapresión a los pozos, mejorar su comportamiento y así sostener
una plataforma de producción de un millón doscientos mil barriles de petróleo
durante los próximos cinco años; los resultados como se verá, rebasaron las
expectativas.
km
Dentro del contexto de producción también debe existir un plan y programas
para adquirir información sobre la producción diaria de aceite, gas y agua a
nivel de yacimiento que permitirá analizar el comportamiento de éste. También
es conveniente efectuar periódicamente pruebas de pozo, con las cuales sea
factible definir si está operando eficientemente o bien deben aplicarse medidas
correctivas, como pudieran ser entre ellas: el cambio del aparejo de
producción, ampliar el intervalo productor, estimular el pozo, etc. En resumen,
la administración de un yacimiento requiere de un constante monitoreo de las
condiciones en que se esta explotando un yacimiento, así como un estricto
L seguimiento y evaluación de las operaciones que se programaron dentro del
plan general. Algunos de los parámetros que es necesario monitorear son:
- Producción diaria de aceite, gas y agua a nivel de pozo y yacimiento.
- Levantamientos periódicos de presiones de fondo.
- Pruebas de pozo también periódicos.
1 23
- Levantamientos de registros de producción.
- Toma de registros especiales en pozos clave.
- Pruebas de variación de presión en pozos clave.
Cuando se este aplicando un proceso de recuperación mejorada, la adquisición
de esta información debe hacerse extensiva a los pozos inyectores.
En los últimos años ha cobrado singular importancia la legislación sobre
protección ambiental, que obliga a las empresas petroleras a dar tratamiento y
disponer de los fluídos contaminantes de manera que no ocasionen daño
L
ecológico; tal es el caso del agua producida en los pozos. Este especto como
otros similares debe preveerse en el plan de administración
Para buscar la mejor solución desde el punto de vista económico a este
problema se necesita conocer aunque sea en forma aproximada, el volumen de
agua producida durante el proceso, esta información se obtiene de la
L predicción del comportamiento del yacimiento.
L Hasta ahora se recurre a la inyección de las aguas producidas a formaciones
permeables, que no impliquen riesgos de contaminar algún acuífero para
reducir este problema. Es muy importante diseñar anticipadamente las
instalaciones que sean necesarias tanto para el tratamiento de los fluidos como
para su inyección.
Por último, se debe enfatizar que una de las fases fundamentales de la
L. Administración de Yacimientos es la implementación de equipos de trabajo y
r de operaciones integrales. No se puede concebir un plan general, si no se
24
1
toman en consideración estas dos premisas; la primera de ellas es básica para o
alcanzar los objetivos de la administración y también la más difícil de lograr, tal
vez porque todavía no se tiene una cultura bien cimentada en cuanto a realizar
trabajos en equipo, esto mismo sucedió en las grandes empresas petroleras
r mundiales que dedicaron grandes esfuerzos y tiempo para adoptar esta
metodología de trabajo.
L EVALUACION ECONOMICA
Las circunstancias actuales por las que atraviesa la industria petrolera, exigen
cada vez más una administración integral eficiente y dinámica de los
yacimientos, su explotación lleva aparejados a los estudios técnicos, los
L económicos, que permitan definir las condiciones óptimas de operación, y
pL
determinar la alternativa de máxima rentabilidad. Ambas herramientas deben
mantenerse estrechamente vinculadas durante todo el proceso de explotación. Sí
Para determinar la alternativa óptima se calculan los indicadores económicos
tales como: Valor Presente Neto (VPN), Tasa Interna de Retorno (TIR),
Relación Beneficio-Costo (BIC), Periodo de Recuperación de la Inversión, entre
otros.
VPN .- Es la equivalencia en el tiempo cero de los flujos de efectivo que genera
L un proyecto y permite estimar la utilidad del mismo.
TIR.- Es la tasa de interés que reduce a cero el VPN y nos ayuda a establecer
la conveniencia de llevar a cabo el proyecto.
25
u Relación Beneficio Costo.- Es la utilidad que se obtiene por cada peso
invertido.
Periodo de Recuperación de la Inversión.- Es el periodo de tiempo que el
proyecto requiere para recuperar la inversión realizada.
La combinación de estos índices proporciona elementos de juicio a los
1 inversionistas para la toma de decisiones.
En la evaluación económica, se deben analizar con profundidad las diversas
variables y parámetros que intervienen, determinando aquellos que arrojen un
alto grado de incertidumbre, con objeto de consideralos en el modelo
1
matemático a desarrollar. Entre las técnicas que se emplean para manejar la
incertidumbre de las variables, podemos mencionar: Análisis de Sensibilidad,
L
aplicación del Método de Simulación de Monte Carlo, función de Distribución
de Probabilidad del Riesgo, etc.
L. Bajo estas premisas se desarrolla la evaluación económica con los supuestos
considerados en la etapa inicial del proyecto, en la que por lo general sólo se
L dispone de información aproximada con datos y parámetros del yacimiento que
pueden tener altos rangos de variación. A medida que se avance en la
explotación, se enriquece la información disponible, se reduce la incertidumbre,
[
debiéndose actualizar la evaluación económica de cada etapa según se
disponga de un modelo más preciso y confiable del yacimiento e instalaciones
L de producción, sin perder de vista el objetivo final de la administración.
r. 1
26
1
El modelo económico no debe restringirse en su aplicación a la etapa inicial,
sino que debe adecuarse de continuo para dar seguimiento al comportamiento
del yacimiento y así poder efectuar las modificaciones necesarias que
conserven el plan actualizado de administración del yacimiento.
LA ADMINISTRACION DE YACIMIENTOS EN MEXICO
El empleo de esta metodología según el amplio concepto con que se ha tratado
de describir en las secciones anteriores, se inició en México a mediados de la
década pasada cuando se empezó a incursionar en proyectos de gran
envergadura entre los que destacan el proyecto Cantarell, referente a la
optimización de las instalaciones superficiales de producción, el proyecto
Abkatun-Pol-Chuc para la aplicación de un proceso de recuperación secundaria
con inyección de agua y últimamente el ambicioso proyecto Olmeca, para el
adecuado manejo de los hidrocarburos en la Región Sur.
Il
La integración de grupos multidisciplinarios con el objeto de revisar las
condiciones de explotación de los principales yacimientos en explotación, se
remonta a varias décadas atrás, baste citar los ejemplos de los campos Isla de
Lobos (figura 9) y Poza Rica que en los años sesenta fueron estudiados para
mejorar su explotación por grupos de trabajo, que si bien no estaban integrados
como ahora lo establece la Administración de Yacimientos, si pueden
considerarse como un primer esfuerzo muy importante para aprovechar al
máximo posible la energía de un acuífero activo en el caso del campo de Isla
de Lobos y para la modificación de un sistema de inyección de agua en el
campo Poza Rica, tendientes, como se mencionó, a mejorar el comportamiento
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de estos yacimientos; en esas fechas al aspecto económico o de rentabilidad
no se le daba la relevancia que ahora tiene.
Ejemplos como los que se citaron, existen muchos a lo largo de la historia de la
Industria Petrolera Mexicana, que pudieran ser descritos con mayor detalle, y
estructurar con ellos la evolución que ha tenido la Administración de
E Yacimientos en México, sin embargo como el objetivo de este trabajo es dar un
panorama general de esta metodología y su aplicación en los campos
petroleros de nuestro pais, se expondrán a continuación brevemente los casos
de los campos que en diferentes épocas fueron o son la columna vertebral de
nuestra Industria Petrolera.
1 CAMPO POZA RICA: YACIMIENTO TAMABRA
El campo Poza Rica (figura 10) fue el primer yacimiento gigante descubierto en
México y durante muchos años, en las décadas de los 40, 50 y 60's, constituyó
el pilar de la producción nacional de petróleo. Descubierto en 1932 alcanzó su
[
máxima producción en el año de 1951 con un total de casi 150 mil barriles
diarios de petróleo.
( Se trata de un yacimiento complejo (figura 11) muy interesante con diversos
mecanismos de empuje como son: entrada natural de agua en su porción
[ noroeste, expansión de un casquete gaseoso en el área sur suroeste,
segregación gravitacional en la parte media, pero el principal mecanismo de
producción fue la expansión del sistema roca-fluido, por lo que se hizo
necesario adicionar energía al yacimiento a través de un proceso de
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J mantenimiento de presión con inyección de agua, que se inició en marzo de
E 1952 a través de 28 pozos distribuidos irregularmente en el yacimiento.
IM Aún cuando se logró inyectar un máximo de 200 mil barriles diarios de agua
con un promedio de 125 mil barriles diarios, existieron regionalmente fuertes
desbalances entre los fluidos inyectados y producidos, lo que trajo como
consecuencia el decremento en la presión y la lógica disminución de la
producción de aceite, que para 1961 se había reducido a 60 mil barriles diarios
E (figura 12), lo que significaba una declinación del 6% anual, esto hizo prever
• que no se alcanzaría el objetivo deseado, problema que obligó a adoptar un
nuevo sistema de inyección de agua al yacimiento. Esta modificación empezó a
operar en mayo de 1962 con la inyección a través de dos líneas,
complementadas posteriormente con algunos pozos dispersos localizados en
E las áreas de mayor eracción, a través de los cuales se inyectó un promedio
diario de 200 mil barriles.
1 Este proyecto se realizó bajo el control de la Superintendencia de Explotación,
con el concurso de un grupo interdisciplinario conformado por especialistas en:
E- Geología
- Ingeniería de Yacimientos
E - Ingeniería Petrolera
- Ingeniería de Producción
E - Ingeniería de Perforación
- - Geofísica
- Reparación y Terminación de Pozos
- Construcción y Mantenimiento
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r . El Departamento de Ingenieria de Yacimientos y el de Geologia definieron los
nuevos patrones de inyección, basados en las tendencias generales de
mil depósito de las formaciones productoras, la tectónica regional y las líneas
preferenciales de flujo, deducidas de las pruebas de producción de la
información anterior.
Los Departamentos de Ingeniería Petrolera, Perforación y Reparación de Pozos
se encargaron de la conversión de los pozos productores a inyectores
siguiendo el plan general establecido en conjunto.
El Departamento de Producción diseñó las instalaciones necesarias para
conducir el agua a los pozos inyectores, y medir tanto los fluidos ¡nyectados
como los producidos.
El Departamento de Geofísica realizó todas las mediciones de presión y
temperatura requeridas, y la toma de los registros de pozos.
El Departamento de Construcción se encargó de abastecer el agua bajo las
L rigurosas condiciones de turbiedad y de bacterias que permitieran operar sin
mil daños al yacimiento.
Finalmente el estudio económico fue realizado en el Departamento de
Ingeniería de Yacimientos, quien había fijado las normas de explotación.
Los resultados obtenidos mediante estas modificaciones se consideran
excelentes; aseveración que se sustenta en la historia de producción en la cual
se puede observar que a escasos tres años de haberse realizado la
34
modificación del sistema de inyección, la producción de petróleo se incrementó
de un mínimo de 43 mii barriles diarios a un promedio de 65 mil barriles, o sea
que se tuvo un incremento de poco más del 50%.
En 1973 se volvió a revisar el sistema y se determinó que al ritmo de inyección
que se llevaba, el tiempo de barrido sería de 38 años mas, lapso que se estímó
excesivo, por lo que para acelerar la explotación del yacimiento y así contribuir
a satisfacer la demanda del país en materia de energéticos, se realizaron las
predicciones del comportamiento del mismo bajo regímenes de inyección más
intensos a fin de reducir el tiempo total de barrido a 15 ó 20 años.
Nuevamente se integró un grupo de trabajo multidisciplinario que recomendó la
adición de pozos inyectores en las áreas próximas a las de mayor extracción,
así como la reparación mayor de pozos productores y perforación de otros para
recuperar el aceite desplazado por el agua. Como se observa en la historia de
producción la sinergia en los estudios y realización de las operaciones
recomendadas en ellos, dió un resultado sorprendente al haberse mantenido la
producción en un promedio de 65 mii barriles diarios durante 17 años.
COMPLEJO ABKATUN-POL-CHUC
Este complejo integrado por tres yacimientos (figura 13) subyacidos por un
acuífero común es actualmente el segundo en importancia en México, toda vez
que a la fecha produce alrededor de 500 mil barriles diarios de petróleo crudo
ligero. También por su trascendencia ha sido uno de los complejos en los que
el monitoreo de su comportamiento ha sido constante y se han realizado un
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sinnúmero de estudios encauzados a mejorar la explotación económica de los
yacimientos de acuerdo con las condiciones cambiantes de los mismos.
Precisamente, como resultado de uno de esos estudios, surgió la necesidad de
suministrarles energía adicional, dado que la actividad del acuífero no era
suficiente para mantener la presión de los yacimientos y consecuentemente, se
preveía una reducción drástica en la producción de aceite. Con este propósito
se integró un grupo multidisciplinario que se encargó de caracterizar además
de los tres yacimientos (figura 14), toda el área circundante, así como al
acuífero, con el fin de conocer la continuidad y características de la formación
en este último y con ello determinar el área más adecuada para la inyección.
Simultáneamente y todo bajo un plan de Administración de Yacimientos, se
realizaron análisis y estudios para definir el tipo de fluido a inyectar, volúmenes
va de inyección, número necesario de pozos inyectores, plataformas de inyección,
terminación de los pozos inyectores, presión de inyección, tratamiento del
agua, diseño de las instalaciones de tratamiento e inyección, etc. Así mismo se
efectuaron las predicciones del comportamiento del yacimiento sometido al
E.
proceso de mantenimiento de presión bajo diversos esquemas de explotación,
todo bajo un punto de vista económico.
Lo anterior dió lugar al proyecto mexicano más ambicioso de inyección de agua
(figura 15), cuya implementación se llevó a cabo entre los años 1985-1989 e
inició su operación en mayo de 1990 con el objetivo bien delineado de
r mantener una producción diaria de aceite de 500 mii barriles hasta el año 1995,
- mediante la inyección continua de 720 mil barriles diarios de agua de mar. Para mi la etapa de implementación también se integró un grupo especial conformado
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- COMPORTAMIENTO PRIMARIO
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Figura 15
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E por personal de las siguientes entidades que involucraron una amplia variedad
de especialidades:
- Subdirección de Producción Primaría
- Subdirección de Proyectos y Construcción
- Subdirección de Finanzas
E - Subdirección Comercial
- Instituto Mexicano del Petróleo
E - Universidad Nacional Autónoma de México
El éxito de todo proyecto de recuperación secundaria, depende además del
buen conocimiento de las características de las rocas y de los fluidos del
yacimiento, de una operación eficiente en el tratamiento del agua de inyección
E y sobretodo, de una manera significativa, del control integral del proceso en el
sistema:
- Instalaciones Superficiales de Inyección
- Pozos Inyectores 1.
- Yacimiento
- Pozos Productores
r - Instalaciones Superficiales de Producción
Con toda la gama de información que en este tipo de proyectos se precisa, el
control de un sistema de recuperación secundaria con inyección de agua de la
magnitud e importancia que tiene el proyecto del complejo Abkatun-Pol-Chuc,
no puede concebirse si no es a través del esfuerzo de un equipo de trabajo que
r constantemente esté analizando la información y revisando las condiciones de L explotación de los yacimientos, por lo que actualmente está integrado, con este
r propósito específico, un grupo interdisciplinario de ingeniería conformado por
40
personal de Pemex Exploración-Producción tanto de la Sede como de la
Región Marina, del Instituto Mexicano del Petróleo, de la Universidad Nacional
Autónoma de México y de la Compañía CIPSA.
Puede afirmarse que en este caso existe continuidad en el plan general de
administración de yacimientos, puesto que se ha empleado la sinergia de
grupos de trabajo desde la concepción misma del proyecto, pasando por la
- etapa de implementación hasta llegar a la de operación y control.
Los resultados obtenidos avalan en gran medida la bondad del proyecto,
puesto que los yacimientos se están comportando de acuerdo a lo predicho,
dado que continúan produciendo 500 mil barriles diarios de petróleo.
PROYECTO CANTARELL
El yacimiento más importante de México es, sin lugar a dudas, el campo
r Cantarell, no únicamente por su nivel de producción sino también por el
volumen de reservas de petróleo que contiene y que lo clasifican como un
yacimiento super gigante. Esto ha originado que constantemente esté siendo
monitoreado y se realicen estudios sobre su comportamiento, siempre con la
hui integración de grupos ¡nterdisciplinarios, en los que han intervenido
r especialistas de diferentes ramas de la ingeniería tanto para la caracterización
del yacimiento y simulación de su comportamiento, como para el diseño y
1 optimización de las instalaciones superficiales de producción, siendo uno de los
1
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41
primeros campos en los que se aplicó la Administración de Yacimientos bajo la
moderna concepción de esta metodología.
En uno de estos estudios realizado hacia finales de 1989 se demostró que la
producción de crudo comenzaría a declinar a partir de 1992, por lo que era
urgente y necesario establecer algunas acciones, ya sea suministrando energía
adicional al yacimiento o bien mejorando las condiciones de operación de los
pozos. El estudio mostró que la opción más rentable para mantener la
plataforma diaria de producción de 1.2 millones de barriles cuando menos
hasta 1996 era reducir la contrapresión a los pozos a través de la optimización
de las instalaciones de producción (figura 16), asimismo perforar pozos
adicionales en áreas que no habían sido completamente desarrolladas.
Los puntos estudiados en este proyecto fueron:
- Akal-Nohoch: mantener durante el mayor tiempo posible una
producción de un millón de barriles de aceite por día.
- Ku- Maloob: mantener durante el mayor tiempo posible una
producción de doscientos mil barriles de aceite por día.
- Campo Kutz: desarrollarlo y explotarlo.
o - Campo Chac: Desarrollarlo y explotarlo.
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lo - Transporte de aceite a Dos Bocas: garantizar el manejo de los
hidrocarburos líquidos que se producen en la Sonda de
Campeche, con la mayor flexibilidad, seguridad y economía.
- Manejo integral del gas: aprovechar óptimamente el gas asociado
que se produce de los campos marinos en la Sonda de
TI Campeche.
Este estudio fue realizado sinérgicamente con intervención de las siguientes
especialidades: Geología, Geofísica, Ingeniería de Yacimientos, Perforación,
Producción, Ingeniería de Proyectos, Construcción, etc. II
La filosofía fue realizar el proyecto con una inversión mínima y una máxima
L rentabilidad, así como aprovechar y extender por varios años la utilización de
toda la infraestructura existente en la Sonda de Campeche.
El grado de incertidumbre y riesgo del proyecto fueron muy bajos, por las
razones siguientes:
la - Los hidrocarburos a producir están perfectamente localizados.
- El modelo para predecir el comportamiento de los yacimientos está bien
fundamentado, ya que se ajustaron 10 años de historia de explotación, con
excelente grado de aproximación.
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44
Id
- Las pruebas de campo validaron los resultados esperados al reducir la
contrapresión de los pozos, lo que permitirá reducir las necesidades de gas
para bombeo neumático.
La evaluación económica del proyecto integral mostró lo atractivo de realizar la
inversión propuesta, ya que para la opción recomendada, los parámetros de
rentabilidad fueron los siguientes:
El ^ Valor Calculado
Inversión (millones de dólares) 807
Tasa interna de retorno 211%
Ingresos netos esperados (millones de dls.) 18,650
Período de Recuperación 1 año
Relación Beneficio-Costo 24.1
El análisis de sensibilidad consideró la variación del precio del crudo,
incremento en los costos de inversión, tasa de descuento, y retraso en la fecha
de implantación del proyecto, mostrando los resultados que el proyecto era
rentable aún con grandes cambios en esos parámetros, excepto en el del
tiempo de implantación, pues se observó que la plataforma de producción es
sensible a esta última variable.
De los resultados del estudio se hicieron las recomendaciones siguientes:
- Mantener en AkaI-Nohoch y en Ku-Maloob la producción propuesta de
1'200,000bl/d.
45
lb
- Transporte de aceite a Dos Bocas bajo las condiciones establecidas.
- Manejo integral del gas.
- No desarrollar totalmente el campo Kutz; solamente perforar varios pozos
hacia Kutz, desde la plataforma Akal-L. Se sugirió la perforación de un pozo
en el bloque bajo de Kutz, para definir esa parte del yacimiento.
Para el campo Chac perforar sólo el primer pozo, y con la información que
se obtenga, volver a realizar su evaluación económica.
Las obras realizadas permitieron mejorar las condiciones de operación de los
pozos obteniendo una producción superior a la definida por las pruebas
L. puntuales de presión-producción, también pudieron reducirse los gastos al
optimizar los tiempos de implementación de las modificaciones a las
instalaciones.
A la fecha se continúa produciendo 1.2 millones de barriles de crudo,
cumpliéndose hasta ahora el objetivo marcado y se evitó la declinación prevista
1 para el año de 1992.
1 COMENTARIOS Y CONCLUSIONES
L r Son incuestionables las ventajas inherentes a la Administración de Yacimientos,
la adopción plena de esta metodología, como la esta llevando a cabo la actual
administración de Pemex Exploración-Producción, es congruente con la política 1.
46
1 lo
de modernización e incremento de productividad señalada por la Dirección de
Petróleos Mexicanos.
OT Se puede afirmar que la aplicación de los principios de la Administración de
Yacimientos en México tiene una considerable antigüedad y resulta estimulante wa
constatar que en la mayoría de los proyectos en los que se procedió dentro de
los cauces de la administración, como los ejemplos presentados en este
trabajo, los resultados han sido satisfactorios y en ocasiones excelentes
Es preciso reconocer que la Administración de Yacimientos ha alcanzado en
muy corto tiempo una gran importancia y desarrollo debido a los estrechos
márgenes de utilidad que dejan actualmente los precios de los hidrocarburos; a
la necesidad de incrementar las reservas como se indicó al principio y a la
escasez de descubrimientos de yacimientos gigantes en todo el mundo.
Este esquemático panorama explica la precisión y detalle con que se busca
conducir la administración en todas y cada una de sus partes: conocimiento de
la entidad administrada, ambiente administrativo y tecnología.
pr Así de los cuatro principales componentes el referente al conocimiento de la
entidad administrada constituye un verdadero reto (figura 17). Es bien sabido
que muchos de nuestros yacimientos exhiben una gran complejidad tanto en su
naturaleza macroscópica como en su aspecto microscópico; contenido de
fluidos, variabilidad de propiedades, permeabilidad horizontal y vertical,
capilaridad, porosidad, patrón sedimentario, etc. En muchas ocasiones esta
información es escasa e imprecisa.
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En el segundo componente, es decir, en el ambiente administrativo que tiene
L. que ver en gran medida con factores económicos y sociales, Pemex ha tenido
mi desde un principio la gran ventaja de administrar los yacimientos como una
unidad. Actualmente con el uso de los modelos económicos se puede analizar
el impacto de una gran cantidad de variables y parámetros como son: wM
impuestos, tasas de descuento, precio unitario de los hidrocarburos y
recientemente las leyes y reglamentos sobre protección ambiental.
El tercer componente , la tecnología, es el medio a través del cual se efectúa la
Administración de Yacimientos y de ella dependen no tan sólo el carácter de
las acciones que se llevan a cabo si no también la calidad y suficiencia del
conocimiento del yacimiento, técnicas y métodos para estudiar el
comportamiento, datos, monitoreo, modelos y diagnóstico.
L Es bien sabido que la Industria Petrolera Nacional ha dispuesto siempre de la
tecnología de punta y ésta a su vez requiere información cada vez más
abundante y confiable. Tal es el caso de la caracterización actualizada de
nuestros yacimientos y la historia de producción.
Por el número y magnitud de los yacimientos en explotación se estima que se
necesitarán más especialistas con experiencia, amplitud de conocimientos y
capacidad de liderazgo para dirigir los equipos humanos que apliquen a fondo
esta metodología a nuestros campos petrolíferos más importantes.
Como contribución a esta tendencia, se sugiere:
u a) Formar en el personal profesional responsable de la explotación de
yacimientos una sólida cultura técnico-administrativa dentro de los lineamientos
ya señalados.
49
L
u Formar en los centros docentes especializados en esta metodología los
recursos humanos responsables de la Administración de Yacimientos.
En las instituciones educativas que imparten la carrera de Ingeniero
Petrolero es recomendable que incorporen en los últimos semestres las
asignaturas de Administración de Yacimientos e Ingeniería de Sistemas.
También es recomendable incluir en los cursos de economía de la ingeniería el
tema de evaluación económica de proyectos de explotación de hidrocarburos.
Impulsar el desarrollo de la metodología para la caracterización fiel y precisa
de yacimientos petrolíferos de geología compleja y promover su aplicación en
la Administración de Yacimientos.
Seleccionar y adaptar los modelos numéricos de simulación de yacimientos
naturalmente fracturados.
Definir y priorizar los yacimientos a los que conviene aplicar esta
metodología íntegramente.
Conformar los equipos de acuerdo con los objetivos de administración y de
las etapas en que se encuentre la explotación del yacimiento. II
Asegurar la continuidad de la administración del yacimiento hasta su
abandono, mediante el seguimiento, actualización y evaluación constante de
resultados.
P, 1 50
i) Por último, puede afirmarse que uno de los mayores obstáculos con que se
tropieza para tener éxito en la administración, es lograr una genuina y solidaria
integración grupal, un equipo que conjugue esfuerzos para alcanzar el objetivo
último del plan de Administración de Yacimientos.
1
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LA ADMINISTRA ClON
DE
YACIMIENTOS PETROLIFEROS
EN MEXICO
RES UMEN
ING. SERGIO R. AYALA NIETO
MEXICO D.F. NOVIEMBRE DE 1993
u.
RESUMEN II
Los hidrocarburos aportan el 50% de la demanda de energéticos. Al ritmo actual
de consumo, las reservas de petróleo y gas satisfarían las necesidades mundiales
por un periodo de 44 años. Se requiere por lo mismo, incrementar las reservas ya
sea mediante el descubrimiento de nuevos yacimientos o mejorando
• substancialmente la explotación de un campo ya desarrollado.
Esta directriz constituye el punto de partida de la metodología conocida hoy día
p
como Administración de Yacimientos, cuyo principal antecedente lo constituye la
Ingenieria de Yacimientos.
La Administración de Yacimientos petrolíferos es la aplicación de la tecnología de o avanzada de diversas ramas de la ingeniería a un sistema roca-fluido, con el fin
de lograr un máximo beneficio económico en su explotación.
Además de la diferencia de objetivos respecto al método convencional, la
- Administración de Yacimientos enfoca la explotación como un proceso dinámico a
pi la luz de la Ingeniería de Sistemas, en donde se toma en cuenta la evolución e
interrelación de cada componente del yacimiento e instalaciones de producción en
pozos y superficie en el tiempo, incluyendo el modelo económico que debe evaluar
las predicciones, riesgos y oportunidades del mercado.
En breves palabras, la administración moderna de yacimientos petrolíferos permite
optimizar el proceso bajo un entorno económico, durante toda la vida productiva,
desde el pozo descubridor del yacimiento hasta el cierre del campo petrolífero.
1
u.»
No
Para realizar una explotación de esta naturaleza se requiere integrar un equipo
multidisciplinario de especialistas, que comprenda: Geólogos, Geofísicos,
Ingenieros en Perforación y Terminación de Pozos, de Yacimientos, de
Producción, de Simulación, de Evaluación Económica y Protección Ambiental;
este equipo para lograr el efecto de sinergia participa y da seguimiento al proceso
en todas sus etapas desde el descubrimiento del yacimiento. li u,
La planeación es fundamental para la administración de un yacimiento petrolífero,
implica desarrollar una estrategia integral para alcanzar los objetivos y surge de la
*
actividad pensante y creativa del equipo humano responsable de ella. Se deberán
prever y analizar los acontecimientos que puedan ocurrir, las operaciones y
alternativas que se presentan, evaluarlas económicamente y estar preparados
para optimizarlas. 1
• La delineación del plan general de la administración de un yacimiento es el inicio
del proceso para lograr el máximo aprovechamiento económico de los
hidrocarburos que contiene; sin embargo, para tener éxito en su aplicación es
indispensable establecer un estricto y continuo seguimiento y evaluación de las
actividades definidas.
u
La parte toral de la administración la constituyen el yacimiento petrolífero y los
pozos a través de los cuales se producen los fluidos del yacimiento, así como las
instalaciones superficiales con que se manejan.
El advenimiento de los modelos matemáticos y el empleo de computadoras de
alta capacidad constituyen, sin duda, el avance más importante de la predicción
del comportamiento del yacimiento bajo diversas alternativas de explotación. La
2
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1 ,1
7 wM
evaluación económica de éstas, hace posible definir la más favorable y establecer a el plan de explotación más apropiado para el yacimiento.
La perforación del pozo descubridor permite obtener ¡nformacion sobre la
geometría, caracteristicas geológicas y petrolíferas de las rocas que lo
constituyen, asi como el tipo de fluidos y una cuantificación aproximada de los
hidrocarburos probablemente contenidos en la estructura, lo que constituye un
factor importante en el desarrollo del campo.
En el plan de administración del yacimiento, se deben prever las operaciones de
estimulación e instalación de sistemas artificiales de producción, de acuerdo con
r las políticas de explotación para un yacimiento en particular, de tal manera que se
puedan modificar al menor costo según las condiciones cambiantes del
yacimiento.
Se ilustra este trabajo con ejemplos de los campos Poza Rica, Abkatun y el
complejo Cantareli. En la exposición se hace énfasis en el trabajo interdisciplinario
que se llevó a cabo entre diversos especialistas y la incorporación de tecnologías
que fueron apareciendo en cada época.
1
En el campo Poza Rica se inició la recuperación secundaria en 1951, con una
inyección promedio de agua de 125,000 bpd.; en 1962 se hizo una modificación
con lo que se detuvo la brusca declináción en la producción de aceite y
posteriormente ésta se incrementó, para optimizar el sistema. En 1977 se
perforaron pozos intermedios en áreas represionadas por la inyección de agua,
con resultados satisfactorios. El trabajo de interpretación geológica que se realizó,
ha sido uno de los mas completos y detallados realizados en nuestro pais.
El
3
e
1' - 1
u El complejo Abkatún P01 Chuc constituido por tres yacimientos con un acuífero
común, es el proyecto mas ambicioso de inyección de agua en México que se
realizó entre los años de 1985 y 1989. Se tuvo como objetivo mantener una
producción diaria de 500 mil barriles de crudo hasta 1995. UI
En su realización participaron especialistas de Pemex, IMP y UNAM. El éxito
alcanzado se pone de manifiesto, ya que hasta la fecha se conserva la producción,
lo que ha sido posible con el estricto control y seguimiento del plan de explotación.
u
El último caso que se presenta y se analiza dentro de la tesis central del trabajo es
el complejo Cantarell; este yacimiento es el mas importante en México; está es
u integrado por los campos Akal, Nohoch y Chac. El control ejercido en este campo
tanto en su desarrollo, como en la definición y aprovechamiento de su mecanismo
de producción fueron realizados con principios base de la Administracción de
Yacimientos.
Entre las principales conclusiones podemos mencionar:
• a) Formar en el personal profesional responsable de la explotación de yacimientos
una sólida cultura administrativa dentro de los lineamientos ya señalados.
Formar en los centros docentes especializados en esta metodología los
recursos humanos responsables de la Administración de Yacimientos.
$
Incorporar al plan de estudios de la carrera de Ingeniero Petrolero asignaturas
de Administración de Yacimientos e Ingeniería de Sistemas.
1
4
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1' 1
Asegurar la continuidad de la administración del yacimiento hasta su abandono,
mediante el seguimiento, actualización y evaluación constante de resultados.
Para tener éxito en la administración, es necesario lograr una genuina y
solidaria integración grupal. Un equipo que conjugue esfuerzos para alcanzar el
objetivo último del plan de Administración de Yacimientos.
'o u u u u 1 ID u 1 u 1
1-1
