Evaluación técnico-económica de estrategias de explotación

7/26/2019 Evaluacin tcnico-econmica de estrategias de explotacin

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74 | Ingeniera Petrolera VOL. 53 No. 2, FEBRERO 2013 ISSN 0185-3899

Evaluacin tcnico-econmica de estrategias de explotacin para los

campos Kabuki-Aris-Kimberlita apoyado en el Modelado Integrado

de ActivoPemex AIV

Andrs Sols Franco, Pemex,O. Espnola,M. Rocha,

N. lvarez SLB

Informacin del artculo: Recibido enero 2012 aceptado diciembre 2012

Resumen

En este trabajo se presenta el diseo y la evaluacin de diferentes estrategias de explotacin para cuatro yacimientos degas seco, con diferentes caractersticas geolgicas y dinmicas que se producen simultneamente a travs de las mismas

instalaciones de superficie, lo cual crea un escenario complejo operacionalmente que dificulta maximizar el factor de

recuperacin y a la vez generar opciones rentables que satisfagan todas las restricciones tcnicas para el desarrollo del campo.

Dicha evaluacin fue realizada mediante la integracin de modelos de simulacin de yacimientos, pozos, red de superficie

y anlisis econmico en un modelo nico(MIA), que permite analizar todos los elementos del sistema y su interrelacin,

lo cual es muy limitado bajo un anlisis convencional de modelos independientes.

Introduccin

Entre los descubrimientos recientes en Pemex-AIV existen

cuatro campos de gas seco con propiedades petrofsicas

y dinmicas diferentes, los cuales se producen a travs de

una instalacin nica de superficie, lo cual crea un escenario

complejo operacionalmente, que dificulta maximizar el

factor de recuperacin y a la vez generar opciones rentables

que satisfagan todas las restricciones tcnicas para el

desarrollo del campo. Para poder optimizar el desarrollo de

estos campos fue necesario el uso de una tecnologa robusta

y confiable, que permita el anlisis de todo el sistema y la

interrelacin de sus elementos para un mejor desarrollo y

manejo de estos campos.

Se form un equipo multidisciplinario para analizar el

sistema completo desde diferentes perspectivas, y disear

diferentes estrategias de explotacin, evaluarlas tcnica y

econmicamente y poder seleccionar la estrategia ptima

para producir los campos, aumentando al mximo el factor

de recuperacin.

Los escenarios evaluados en este estudio deben cumplir las

premisas siguientes:

Definir la fecha de inicio de las etapas de compresin a la

cual todos los yacimientos se beneficien al mismo tiempo, y

soportar el diseo de las instalaciones de compresin.

Minimizar el riesgo de produccin de agua y soportar el

diseo de las instalaciones para su manejo.

Administracin de presiones para reducir los efectos de

la contrapresin.

Evaluar el impacto del requerimiento de desarrollos

futuros como reparaciones, perforaciones e incorporacin

de nuevos pozos.

La tecnologa implementada est basada en la solucin

simultnea de modelos de simulacin de yacimientos, pozos

y redes, considerando condiciones de frontera corriente

abajo y corriente arriba a travs del tiempo de simulacin,

Artculo arbitrado


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Andrs Sols Franco, O. Espnola, M. Rocha, N. lvarez

VOL. 53 No. 2, FEBRERO 2013 ISSN 0185-3899

adems se integra la evaluacin econmica de los

escenarios generados. Este trabajo describe las cuatro fases

de esta metodologa, e incluye una descripcin detallada

de los procesos de modelado con todas sus suposiciones,

restricciones, mtodo de solucin y resultados obtenidos.

Esta tcnica ha sido implementada exitosamenteagregando valor al activo debido al mejoramiento en el

manejo del yacimiento, planes operacionales y procesos

de toma de decisiones.

Descripcin

Los cuatro campos son yacimientos de gas seco del Golfo

de Mxico, localizados a 110 km del Sureste de la Ciudad de

Veracruz, Figura 1.

Figura 1.Descripcin general del campo.

Campo Kabuki

Este campo cuenta con dos yacimientos MM y MS. El

yacimiento K-MM inici su produccin en agosto del 2010,

se tiene un total de cinco pozos (K-1, K-12, K-22, K-32 y K-52),

todos activos a noviembre del 2011 con una produccin degas de 27 MMPCD, sin produccin de agua.

El yacimiento K-MS inici su produccin en agosto del 2010;

cuenta con un total de tres pozos, el K-41 cerrado por alta

produccin de agua y los pozos activos K-11 y K-21 con una

produccin de gas de 20 MMPCD, para noviembre del 2011

el pozo K-21 ya presentaba produccin de agua.


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Evaluacin tcnico-econmica de estrategias de explotacin para los campos Kabuki-Aris-Kimberlita apoyado en el Modelado Integrado deActivoPemex AIV, p.p 74-88


Campo Aris

El yacimiento Aris inici su produccin en julio del 2010, cuenta

con un total de tres pozos, el Aris-1 actualmente cerrado

(igualado) y Aris-21 y Aris-22 activos, con una produccin de

gas a noviembre del 2011, de 3 MMPCD. Actualmente esteyacimiento no presenta produccin de agua; sin embargo, en

el pozo A-21 se conserv el contacto agua-gas.

Campo Kimberlita

A partir de julio del 2012 se contempl la incorporacin de

produccin del yacimiento Kimberlita con la perforacin

del pozo K-31, con una produccin inicial estimada de

5 MMPCD.

Los yacimientos estn constituidos por areniscas de granos

finos de diferentes formaciones: (Mioceno Medio, Mioceno

Superior y Plioceno Inferior), con diferentes propiedades

petrofsicas y dinmicas entre ellos, Tabla 1.

Tabla 1.Propiedades geolgicas y dinmicas del campo.


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El mecanismo de empuje en los yacimientos mencionados

fue principalmente expansin de gas, excepto en el

yacimiento Kabuki MS, donde el contacto aguagas se

detect en tres pozos que contactaron la formacin y

en los cuales se observ la influencia de un acufero

lateral pequeo. El alto riesgo de produccin de aguadel yacimiento Kabuki MS, fue una restriccin fuerte en

el objetivo de relacionarlo con la determinacin de la

plataforma ptima de produccin para el yacimiento,

debido a que fue necesario controlar la produccin de gas

por pozo, para evitar su cierre por alta produccin de agua.

Las instalaciones de superficie con las que cuenta el

campo consideran los 13 pozos en total de los cuatro

yacimientos mencionados (cinco Kabuki MM, cuatro

Kabuki MS, tres Aris y uno Kimberlita), los cuales fluyen a

travs de cuatro diferentes macro peras: MP Kabuki-1, MP

Kabuki-32, MP Kabuki 31 y MP Aris-1. La produccin totalse enva a la estacin de medicin y control Estacin ERG

ARQUIMIA, y de ah al ducto de 16 pulgadas Cd. Pemex

Venta de Carpio. La presin de control de la estacin es

de 960 psi, Figura 2.

Figura 2.Instalaciones de produccin, EstacinERG-ARQUIMIA.

Las condiciones originales de los yacimientos en conjunto

con los diferentes mecanismos de produccin y tasa

de declinacin de presin, crea un escenario complejo

operacionalmente, que dificulta maximizar el factor de

recuperacin de cada uno de los yacimientos a travs de las

mismas instalaciones de superficie. Lo anterior exige el uso

de una tecnologa robusta y confiable, que permita el anlisis

Figura 3. Problemtica de los campos a travs deinstalaciones de superficie comunes.

Implementacin

La integracin de los diferentes modelos de yacimientos

y red de superficie en una plataforma nica, permite

realizar un anlisis de toda la informacin utilizada para

la elaboracin de cada uno de los modelos, permitiendo

validar cada modelo por separado.

La implementacin del modelo integrado de Activo (MIA),

consisti en cuatro fases que se describen a continuacin:

a. Modelo de yacimiento

b. Modelo de pozo y red de superficie

c. Integracin

d. Metodologa de evaluacin

Modelo de yacimiento

Todos los modelos de yacimientos se construyeron en

Eclipse, excepto los modelos estticos que se desarrollaron

en Petrel. Los modelos de simulacin se evaluaron con

el modelo de aceite negro (incorporando anlisis de

incertidumbre y sensibilidad), Figura 4.

de todo el sistema y la interrelacin de sus elementos para

un mejor desarrollo y estrategia de explotacin, Figura 3.


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Figura 4.Modelos de simulacin de yacimientos.

En todos los modelos de simulacin se utilizaron las mallas

de los modelos estticos, sin llevar a cabo al escalamiento,

por ende se utilizaron las mismas distribuciones de

propiedades petrofsicas.

Cada uno de los modelos consiste en una zona de un bloque;

los modelos de fluidos son de gas seco generados a partir

de anlisis cromatogrficos de al menos un pozo de cada

yacimiento. La saturacin de agua connata fue modelada

con curvas de presin capilar, excepto para el yacimiento

Kabuki MS, cuya distribucin se realiza usando la funcin J

de Leverett, con la finalidad de reproducir los registros desaturacin de agua en cada pozo y la irrupcin de agua en el

pozo K-41(MS), lo cual permiti tener un modelo confiable

para predecir el comportamiento de agua en el resto de los

pozos del yacimiento, Figura 5.

Figura 5.Modelo de distribucin, (funcin J de Leverett)para el yacimiento Kabuki MS.

Para los modelos K-MM, K-MS y Aris, el ajuste histrico se

efectu desde los inicios de produccin hasta octubre de

2011, considerando los parmetros siguientes de respuesta:

produccin de gas por pozo, registros espordicos de

presin de fondo fluyente y registros de presin de fondo

cerrado en la mayora de los pozos. Para el ajuste histricose utiliz una metodologa de anlisis de incertidumbre, en

la cual los parmetros principales de incertidumbre fueron

el contacto aguagas en el yacimiento Kabuki-MM, y las

propiedades del acufero en el yacimiento Kabuki MS, como

se muestra en las Figuras 6y 7.

Figura 6. Anlisis de sensibilidad de parmetros deincertidumbre.

Figura 7.Ajuste histrico.

El cuarto modelo corresponde al yacimiento Kimberlita, el

cual se construy a partir de informacin ssmica y usando

propiedades petrofsicas promedio, el cual se corri en

modo de prediccin, debido a que no se contaba con ningn

pozo perforado para la fecha del estudio.


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Modelo de pozo red de superficie

Se modelaron los 11 pozos activos utilizando los ltimos

datos disponibles de presiones de fondo fluyente;

adicionalmente se realiz un proceso de anlisis de

correlacin de flujo, el cual mostr que los mejoresresultados se obtuvieron de las correlaciones de Gray

modificado para flujo horizontal, y Beggs y Brill para

flujo vertical.

A cada pozo se le realiz un anlisis nodal para determinar

su potencial, adicionalmente se calcul el gasto de gas

crtico, para incluirse como restriccin en la estrategia de

explotacin y evitar problemas de colgamiento de lquidos,Figura 8.

Figura 8. Anlisis nodal.

La ecuacin utilizada para determinar dichos gastos fue la de Turner,

donde Ees el factor de correccin (eficiencia)

Modelo E

Turner (1969) 1.2


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construidos en aceite negro y los modelos de pozos y red en

composicional.

Una vez acoplados los modelos yacimientored fue

necesario reflejar todas las restricciones y consideraciones

a lo largo del tiempo de simulacin en Avocet IAM, deacuerdo a los requerimientos del campo mediante la

creacin de reglas como: control de gasto de produccin

por grupo, gastos crticos, relacin agua-gas limite,

trabajos de rehabilitacin, perforacin de pozos nuevos y

requerimientos de compresin (fechas, etapas, etc.). Todas

estas reglas se traducen como comandos que se envan a

Eclipse o PIPESIM para su ejecucin.

Beneficios:

Los modelos de yacimientos y de red de superficie usansu descripcin propia de fluido independiente, (aceite

negro o composicional con diferentes conjuntos de

pseudo componentes).

Es posible aplicar restricciones de produccin al

sistema acoplado de manera global.

Integra todos los indicadores de desarrollo (KPI) en el

anlisis de los resultados de la evaluacin econmica,

para apoyar en el proceso de toma de decisiones.

Evaluacin de la metodologa

En este trabajo fue necesario generar un caso base,

manteniendo la plataforma de produccin tanto como

fuera posible slo con la administracin de estranguladores,

determinando la mejor combinacin de los gastos de

produccin por yacimiento y por pozo, asegurando que:

La compresin iniciara al mismo tiempo para cada

yacimiento.

La diferencia de presin promedio de yacimiento fuese

mnima, para beneficiar a todos los yacimientos hasta

la etapa de compresin siguiente.

Para obtener los escenarios ptimos de produccin se us

un diagrama de flujo de AIM, Figura 11.

Figura 11. Diagrama de flujo de modelos integrados.

La plataforma de produccin inicial fue de 50 MMPCD @

enero del 2012, con la distribucin por yacimiento siguiente

(K-MM: 27 MMPCD, K-MS: 18 MMPCD y Aris: 5 MMPCD),

para julio del 2012 cuando el yacimiento Kimberlitacomenzara su produccin, las plataformas de los otros

yacimientos se redistribuiran con la finalidad de cumplir la

plataforma total para el campo de 50 MMPCD, Figura 12.

Figura 12. Plataformas de produccin inicial.

El propsito del caso base fue determinar la fecha de inicio de

la primera etapa de compresin, de tal forma que sirviera de

referencia para cuantificar el beneficio en produccin con la

compresin. Con la finalidad de determinar y seleccionar el

caso ptimo, se realizaron corridas mltiples considerando

diferentes plataformas de produccin para cada etapa de

compresin (plataforma: inicial, primera y segunda etapa),

Figura 13.


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Figura 13. Declinacin de produccin para los escenarios evaluados.

Los resultados se evaluaron verificando la duracin de

los escenarios, produccin acumulada de gas, factor de

recuperacin por yacimiento, nmero de compresores,

entre otros, validando en cada caso si las restricciones

se cumplieron para cada escenario; estas restricciones y

condiciones fueron implementadas en el mdulo de Asset

Management Strategy (AMS). Los escenarios evaluados son

mostrados en la Tabla 2.

Tabla 2.Escenarios evaluados.

Evaluacin econmica

Un modelo fiscal (PEEP) se acopl al modelo integrado en

IAM y la evaluacin econmica se realiz desde el principio

de la produccin en el campo, usando una tasa de descuento

@12%. El anlisis econmico se efectu empleando dos

esquemas diferentes, compra y renta de las facilidades

de compresin, para determinar la opcin ms rentable

para el proyecto. En la Figura 14se muestran los insumos

necesarios para realizar la evaluacin econmica.


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Figura 14.Insumos para la evaluacin econmica.

El total de las inversiones del desarrollo del campo

(perforacin, rehabilitacin, facilidades de superficie actuales

y futuras incluyendo la compresin), costos operacionales,

mantenimiento y mano de obra se consideraron como datos

de entrada para la evaluacin del flujo de caja y del VPN.

Se efectu un anlisis de sensibilidad para el precio de gas,costos totales e inversin, para verificar si la decisin podra

verse afectada debido a un cambio de cualquiera de estos

parmetros en el tiempo.

Resultados

La rehabilitacin del pozo Kabuki-22 (MM) y la perforacin

del pozo Kabuki-14 (MS), no mostraron gran aportacin de

produccin; sin embargo, la produccin acumulada que

estos alcanzan a travs del tiempo de simulacin los hace

rentables. Por lo contrario, el pozo Kimberlita-31 mostr un

alto potencial y muy buena contribucin, lo que permiti

mantener la plataforma de produccin del yacimiento y

retardar la declinacin de produccin del campo.

La produccin del yacimiento Kabuki MS se restringi en

todos los escenarios evaluados, debido al alto riesgo de

produccin de agua en los pozos Kabuki-21 y Kabuki-14del yacimiento. A pesar de esta restriccin, los resultados

de este modelo mostraron que estos pozos se cerrarn

por alta produccin de agua en marzo 2013. Debido a esta

problemtica, se estima necesario la implementacin de

instalaciones para el manejo de agua en el rea.

Aunque los yacimientos tienen diferentes profundidades

y presiones, fue posible definir las tasas de produccin

por pozo y por yacimiento, permitiendo su explotacin

simultnea la reduccin del efecto de la contrapresin y el

mantenimiento del comportamiento de presin en cabeza

similar de todos los pozos del sistema, garantizando el

beneficio de la compresin en todos los yacimientos al

mismo tiempo, Figura 15.


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Figura 15.Comportamiento de presin de cabeza, (THP).

El beneficio de la compresin en trminos de factor de

recuperacin fue del 30% de incremento, alcanzando

un factor de recuperacin total de 80%; es importante

mencionar que este valor slo considera los 10 aos

de evaluacin del proyecto. La Figura 16 muestra el

comportamiento de produccin de gas acumulada y el

factor de recuperacin para todos los escenarios evaluados

para el periodo total.

Figura 16.Produccin de gas acumulada y factor de recobro periodo total.


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En la Tabla 3 se muestra la jerarquizacin en funcin del

VPN; puede observarse que el escenario 50-35-28 es el

mejor, a pesar que el costo de compresin no es el ms

bajo y la produccin de gas acumulada no es la mxima;

sin embargo, la eficiencia de la inversin y el VPN son los

ms altos, debido a que este escenario utiliza la capacidad

de compresin al 100%. De acuerdo a este escenario la

primera etapa de compresin se requiere en junio del

2013 con una duracin de nueve meses y la segunda etapa

de compresin se requiere para febrero del 2015 con una

duracin de 15 meses.

Tabla 3. Jerarquizacin de escenarios en funcin del VPN.

El costo total de compresin es bajo comparado con el

flujo de caja total, es decir, no tiene gran impacto en el

comportamiento del VPN. Por otro lado, el costo total de

compresin se repaga dos meses despus de comenzar la

primera etapa de compresin, Figura 17.

Figura 17.Costo total de compresin.


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En todos los escenarios la opcin de renta de los equipos

de compresin fue siempre ms rentable que la opcin de

compra, como puede observarse en la Figura 18. Sin embargo,

existen varias opciones en compra y renta a ser evaluadas,

como se muestra en la Figura 19.

Figura 18.VPN vs eficiencia de inversin.

Figura 19.VPN vs costo de compresin.


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Los resultados del anlisis de sensibilidad, Tabla 4, muestran

que la rentabilidad del proyecto en el escenario 50-35-28

en esquema de renta, se mantendr siempre y cuando se

cumplan las premisas siguientes:

Los precios de los hidrocarburos no disminuyan msdel 78.52%

Las inversiones no se eleven por encima del 395.69%

con respecto a las que se haban considerado

inicialmente.

Los volmenes a recuperar no disminuyan ms del

79.83%

Tabla 4. Anlisis de sensibilidad.

Conclusiones

La ventaja fundamental de esta metodologa es que cada

modelo se resuelve independientemente en cada paso de

tiempo, considerando las condiciones de frontera impuestas

por los dems modelos corriente arriba y corriente abajo,

agregando mayor realismo a la solucin final al tener un IPR

dinmico a lo largo del periodo evaluado, lo que permitecuantificar la produccin de gas y agua para cada escenario.

Despus de analizar 12 escenarios se pudo determinar que

el mejor tcnica y econmicamente es el de 50-35-28, que

aunque no es el de mayor recuperacin ni el de menores

costos de compresin, es el que presenta la combinacin de

variables que genera mayor valor al proyecto.

Los escenarios de renta de los equipos de compresin

siempre ms atractivos que los de compra, fueron

representando un 5% con respecto al flujo de caja.

El escenario ptimo anterior se comporta bien en el

anlisis de sensibilidad al variar el precio, volumen y

paridad del dlar, mantenindose por encima del resto

a cualquier cambio asociado, por lo que la decisin es

estable en el tiempo.

La inversin asociada a la compresin para 10 aos, se

logra pagar en un periodo de un mes en el esquema

de renta, lo que justifica y hace atractiva la inversin,

adems de alcanzar un factor de recuperacin de

aproximadamente 80%.

Agradecimientos

A los autores les gustara agradecer al Departamento deDiseo del Activo Pemex Veracruz y a su personal, el apoyo

y cooperacin en este trabajo.

Referencias

A General Purpose Controller for Coupling Multiple

Reservoir Simulations and Surface Facility Networks Kassem

Ghorayeb, SPE, Jonathan Holmes, SPE, Richard Torrens and

Balraj Grewal, SPE; Schlumberger. SPE 79702.

Kabuki-Aris Complete technical Report: Optimization of

scenarios of exploitation. Pemex AIV.

Kabuki-Aris characterization report Pemex AIV.

Field Planning Using Integrated Surface-Subsurface

Modeling K.Ghorayeb, J. Holmes, R. Torrens, Schlumberger.

SPE 92381.


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A case study of integrated Gas Field System Modeling in the

North Sea Enviroment. Robert Deutman and Mike Van Rijen

SPE, Shell UK. SPE 38556.

Black Oil Delumping, Kassem Ghorayeb and Jonathan

Holmes SPE, Schlumberger. SPE 96571.

The Benefits of Integrated Asset Modeling: Lesson learn

from field. M. Rotondi, A. Cominelli, C. Di Giorgio, R. Rossi,

E. Vignati, and B. Carati, Eni E&P. SPE 113831.

Nomenclatura

1. Avocet IAM: Avocet Integrated Asset Modeler, software

utilizado para integrar mltiples modelos en un sola

plataforma.

2. AMS: Asset Management Strategy, permite crear reglas

para el manejo del comportamiento de los pozos,

yacimientos, nodos y otras entidades en un modelo

integrado del campo durante la simulacin.

3. Delumping: Proceso utilizado para convertir un modelo deaceite negro en un modelo composicional. (SPE 96571).

4. Obey Eclipse: Algoritmo de solucin que permite definir

plataformas de produccin por yacimiento, mediante

un controlador de grupo (GCONPROD) en el modelo de

simulacin de yacimiento.

Semblanza

Ing. Andrs Sols Franco

Ingeniero Petrolero egresado de la Facultad de Ingeniera de la Universidad Nacional Autnoma de Mxico, donde

tambin realiz estudios de Maestra en Ingeniera Petrolera.

Ingres a Petrleos Mexicanos en febrero de 1986, colaborando en el Laboratorio de Yacimientos, Distrito Poza Rica.En el periodo 1996-1999 se desempe como Jefe del Departamento de Ingeniera de Yacimientos, Distrito Veracruz.

En los ltimos seis aos ha apoyado al Departamento de Exploracin en sus proyectos en el rea de Ingeniera de

yacimientos para elaborar el plan de desarrollo de los campos descubiertos.

A la fecha es integrante del equipo de estudio de Campos del Terciario en el Activo Integral Veracruz.

Ha presentado trabajos para los diferentes congresos de la AIPM y en las Jornadas Tcnicas.

Es socio de la Asociacin de Ingenieros Petroleros de Mxico, de la Society Petroleum Enginnersy del Colegio de

Ingenieros Petroleros de Mxico.

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