aprovechamiento y uso del nitrógeno en sistemas de bombeo para la extracción del crudo en pozos...

Dirección General de Educación Superior Tecnológica

Instituto Tecnológico Superior de Centla

Jefatura de Carrera de Ing. Electromecánica

Proyecto de Residencia Profesional

Proyecto

Aprovechamiento y Uso del Nitrógeno en Sistemas de Bombeo para la

Extracción del Crudo en Pozos Petroleros

Presenta:

Orlando Hernández Reyes

10E50105

Institución / Empresa:

Servicios de Operaciones de Nitrógeno S.A. de C.V.

Asesor Externo:

Ing. José Miguel Pérez Amador

Periodo: Agosto 2014 – Enero 2015

Ing. Electromecánica Página 1

ContenidoContenido.........................................................................................................................................2

Capítulo I................................................................................................................................................3

1.-Introducción....................................................................................................................................3

1.1.- Definición del problema..............................................................................................................4

1.2.- Justificación................................................................................................................................5

1.3.- Objetivo general..........................................................................................................................5

1.4.- Objetivos específicos..................................................................................................................5

CAPÍTULO II.........................................................................................................................................5

2.- ANTECEDENTES DE LA EMPRESA.............................................................................................5

2.1.- Misión.........................................................................................................................................7

2.2.- Visión..........................................................................................................................................7

2.3.- Valores........................................................................................................................................8

2.4.- Organigrama...............................................................................................................................9

2.5.- DESCRIPCIÓN DEL ÁREA O DEPARTAMENTO DONDE SE REALIZARA EL PROYECTO......................................................................................................................................10

2.5.1.- Macro localización.....................................................................................................................11

2.5.2.- Micro localización......................................................................................................................12

2.6.- Alcances........................................................................................................................................13

2.7.- Limitantes.....................................................................................................................................13

2.8.- Descripción detallada de las actividades.......................................................................................13

CAPITULO III......................................................................................................................................14

3.1.- ANTECEDENTES DE LA APLICACION DE PROCESOS DE RECUPERACION MEJORADA EN EL MUNDO Y EN MEXICO.........................................................................................................14

3.1.2.- Recuperación mejorada en estados unidos.............................................................................14

3.1.3.- Inyección de productos químicos...........................................................................................15

3.1.4.- Inyección de gases (desplazamiento miscible o no-miscible).................................................15

3.1.5.- Procesos térmicos...................................................................................................................16

3.1.6.- Tecnologías potencialmente útiles en recuperación mejorada................................................16

3.2.-Recuperación mejorada en México................................................................................................17

3.2.1.- Generalidades e inyección de nitrógeno en Cantarell.............................................................17

3.2.2. Reservas..................................................................................................................................24


3.3.- Inyección de Nitrógeno (N2)..........................................................................................................27

3.4.- Procesos de Desplazamiento Inmiscible con Nitrógeno................................................................28

3.4.1.- Mantenimiento de Presión......................................................................................................29

3.4.2.-Inyección Cíclica.....................................................................................................................29

3.4.3.- Producción de Gas desde la capa de gas.................................................................................29

3.4.4.- Mejoramiento gravitacional...................................................................................................30

3.4.5.- Empuje de Gas.......................................................................................................................30

3.5.- Proceso de desplazamiento Miscible con Nitrógeno.....................................................................30

3.6.- Comportamiento de la fase nitrógeno-petróleo del reservorio.......................................................31

3.7.- Presión Mínima de Miscibilidad (PMM).......................................................................................34

3.8.- Producción de Nitrógeno para Inyección......................................................................................35

3.9.- Tipos de reservorios donde se puede aplicar.................................................................................35

CAPITULO IV..........................................................................................................................................36

4.- LA PLANTA PRODUCTORA DE NITRÓGENO..........................................................................36

4.1.- Planta de separación criogénica de gases del aire......................................................................37

4.1.1.- Descripción de una Planta Criogénica de Separación de Gases del Aire....................................39

4.1.2 Etapas del proceso de separación de gases del aire.......................................................................40

4.2 Planta de separación del aire por presión (PSA)..........................................................................41

5. APLICACIONES EXITOSAS DE INYECCIÓN DE NITRÓGENO...............................................43

5.1.- Inyección de Nitrógeno en Campo Cantarell-México...............................................................43

5.2.-Referencias................................................................................................................................53


Capítulo I

1.-Introducción

En el presente proyecto “aprovechamiento y uso del nitrógeno en el sistema de bombeo para la

extracción del crudo en pozos petroleros” fue una propuesta para conocer cuánto es su

aprovechamiento en la extracción del crudo en los reservorios de Cantarell mediante la

inyección de éste utilizando pozos de inyección.

La inyección del gas nitrógeno al reservorio se hace con el objetivo principal de recuperar los

hidrocarburos que aún se encuentran atrapados en el subsuelo y constituye una técnica que ha

tomado mucha importancia en los últimos 30 años.

La determinación del tipo de gas a inyectar se define por las consideraciones del costo del gas,

disponibilidad en el campo, condiciones del reservorio y requerimientos de medios

ambientales.

Inicialmente se utilizó el gas natural como fluido de inyección para incrementar o mantener la

presión del reservorio.

Es en los últimos 15 años donde se empezó a utilizar masivamente el nitrógeno conjuntamente

con el dióxido de carbono (CO2) para la recuperación mejorada del petróleo (EOR) (Enhanced

Oil Recovery) en otros países.

1.1.- Definición del problema

Acorde a la producción de nitrógeno en la planta de nitrógeno se requiere definir la cantidad

de nitrógeno aprovechado en el proceso de extracción de crudo en los pozos petroleros del

complejo Cantarell que consta de los siguientes campos


Nohoch, Chac, Akal, Kutz, Ixtoc y Sihil. Que tienen una producción aproximada de 850 000

barriles diarios de crudo que representan un 50% de la producción anual del país, con la

finalidad de determinar la eficiencia de inyección contra el porcentaje de extracción.

1.2.- Justificación

Ya que todo pozo petrolero al ser explotado pierde paulatinamente su presión, la cual permite

fluir el crudo hacia la superficie de manera natural, se debe inyectar nitrógeno a alta presión,

para mantener la producción en su alto punto.

Proceso por el cual ayuda a incrementar el factor de recuperación de petróleo en los

reservorios, por debajo de la presión mínima de miscibilidad (MMP). Al hacer el

dimensionamiento aprovechable del sistema de bombas de la planta de nitrógeno Cantarell, y

determinando la eficiencia de nitrógeno a la inyección de pozos petroleros, se puede

determinar el aprovechamiento de este, en los pozos petroleros.

1.3.- Objetivo general

Establecer el dimensionamiento aprovechable del sistema de bombeo de la planta de nitrógeno

Cantarell (porcentaje de aprovechamiento de bomba).

1.4.- Objetivos específicos

Determinar la eficiencia del nitrógeno a la inyección de pozos petroleros.

Definir los métodos de recuperación mejorada.

Analizar el rendimiento de los compresores.

Conocer cuál es el aprovechamiento actual del nitrógeno.


CAPÍTULO II

2.- ANTECEDENTES DE LA EMPRESA.

La construcción de la Planta de Nitrógeno se inició en el mes de Junio de 1997 por un

Consorcio integrado por BOC GASES, MARUBENI, WEST COAST ENERGY, ICA

FLUOR DANIELS Y LINDE, la cual inició sus operaciones a partir del mes de Agosto de

1999 y estaba inicialmente constituida por:

4 Unidades de Separación de Aire.

4 Unidades de Generación de Energía Eléctrica y Vapor.

Tuberías de Distribución.

Sistemas de Aguas.

Durante el año 2005 y 2006 se construyó el Modulo 5, el cual inicia su operación a partir de

Octubre 31 de 2006 y consta de:

1 Unidad de Separación de Aire.

1 Unidad de Generación de Energía Eléctrica y Vapor.

Sistema de Aguas.

El objetivo de la Planta es Producir 1500 MMSCFD (Millones de Pies Cúbicos por Día) de

Nitrógeno Gas requerido por el Cliente PEP (PEMEX Exploración y Producción) para

suministro a los pozos de inyección con el fin de mantener una presión adecuada en la que la

tasa de producción de crudo no se vea disminuida.


La Planta de Nitrógeno de Cantarell está ubicada en un Área Natural Protegida cerca de la

Laguna de Términos a la orilla de la Carretera Villahermosa-Ciudad del Carmen Km. 120+400

entre el poblado de Nuevo Progreso y el poblado de San Antonio Cárdenas municipio de

Carmen, Estado de Campeche, México.

Características del Sitio

El tamaño del sitio es de 54 hectáreas.

Temperatura durante el verano entre 34 a 40 °C.

Temperatura mínima en invierno es de 14 a 18 °C.

Temperatura promedio diario 31 °C.

Humedad relativa 40 a 90 %.

Elevación a 2 metros sobre el nivel del mar.

2.1.- Misión

Nuestra misión es asegurar la continua y completa satisfacción de nuestros clientes y de

nuestros accionistas mediante la entrega oportuna de nitrógeno de la calidad requerida,

producido bajo estricta normas de seguridad y protección al medio ambiente.

2.2.- Visión

Seremos una empresa líder en brindar satisfacción y valor agregado a nuestros clientes

mediante la constante ejecución de procesos operativos y administrativos seguros, eficientes y

de alta calidad.

Obtendremos finanzas exitosas.


Lograremos satisfacer las expectativas de nuestros accionistas en general, realizando nuestro

trabajo dentro de un gran respeto por las personas y el medio ambiente.

2.3.- Valores

Seguridad

Control de operaciones para la prevención de cualquier daño a empleados, terceras personas,

equipos propios, y ajenos, así como la protección del medio ambiente y la comunidad en

general.

Integridad

Honestidad y equidad, tanto en la empresa como fuera de ella, como compromiso ético y

moral para con nosotros mismos, nuestros accionistas empleados y clientes, así como con la

sociedad.

Respeto

Aprecia de los valores de los individuos y sociedades. Reconocimiento de las personas como

el elemento de la empresa.

Rentabilidad

Manejo prudente de gastos e inversiones y excelencia en los procesos operativos y

administrativos, con el fin de lograr un aumento real del valor económico de la empresa.

Innovación


Cambio permanente para desarrollar valor agregado para las personas y la empresa, enfrentan

do votos con creatividad e iniciativa, actualizando conocimientos, transformando la cultura

organizacional y rediseño

Orgullo

Satisfacción por un trabajo bien realizado al servicio de nuestra empresa, nuestros clientes y

nuestro país.


Supervisor mecánico Miguel Pérez

Gerente de ejecución Carlos Fernández

Operador especialista Federico

Martínez

Gerente de mantenimiento Fernando Arcos

Linde Group Ray Car, Jens Luehring, Fred Kinkin Fred Kinkin

Director de operaciones Colin Ross

Operador integral Jesús Juárez

Operador especialista Francisco

Gómez

Técnico Líder Antonio Luna

Residente Orlando Hernández Reyes

Especialista mecánico Eder López

Operador especialista Wilbert Frías

Operador especialista Rubén Rodríguez Operador especialista Saúl López

Operador mecánico B Germán Gómez

2.4.- Organigrama

Nitrógeno de Cantarell


2.5.- DESCRIPCIÓN DEL ÁREA O DEPARTAMENTO DONDE SE REALIZARA EL PROYECTO.

El área donde se realizara este proyecto es en la parte de mantenimiento, en el de

departamento de mecánicos.

2.5.1.- Macro localización


SITIO DE TRABAJO PLANTA DE NITRÓGENO CANTARELL (SONITSA)

2.5.2.- Micro localización

Ubicación

La planta de Nitrógeno está localizada por carretera federal 180, la ubicación general es latitud

norte 18´ 37”, longitud oeste 92´09”, y se encuentra a:

34.4 Km. de la Ciudad de Frontera, Centla, Tabasco.

54.6 Km. de CD. del Carmen, Campeche.

265.6 Km. de la Ciudad de San Francisco de Campeche.

120.4 Km. de la Ciudad de Villahermosa, Tabasco.


Planta de Nitrógeno Cantarell (SONITSA)

2.6.- AlcancesEn el presente trabajo se trata de observar cual es el aprovechamiento del nitrógeno en los

pozos petroleros

2.7.- Limitantes

Recursos económicos

Horario determinando

Falta de conocimientos en el área.

Dificultad para recopilar datos debido a la poca información disponible en literatura.

2.8.- Descripción detallada de las actividades

Determinar la eficiencia del nitrógeno a la inyección de pozos petroleros.

Se buscara la información necesaria para poder determinar la eficiencia del nitrógeno de la

planta Cantarell.

Definir los métodos de recuperación mejorada.

Investigar todos los posibles métodos que existen para la extracción del crudo en los pozos

petroleros.

Analizar el rendimiento de los compresores

En esta parte se recopilara los datos técnicos de la placa de cada bomba que se encarga de

suministrar el nitrógeno.

Conocer cuál es el aprovechamiento actual del nitrógeno

Para lograr este objetivo se buscara información en la planta o en otras fuentes


CAPITULO III

3.1.- ANTECEDENTES DE LA APLICACION DE PROCESOS DE RECUPERACION MEJORADA EN EL MUNDO Y EN MEXICO.

3.1.2.- Recuperación mejorada en estados unidos

Se ha considerado que la recuperación mejorada representa una de las mejores opciones para

incrementar las reservas en Estados Unidos (EEUU) desde la década de los años ochentas.

La expectativa de recuperar aceite en EEUU a través de procesos de recuperación mejorada es

muy grande: de los 450 billones de barriles de aceite (un billón = 109) que han sido

descubiertos a la fecha, solo la tercera parte (150 billones de barriles), serán producidos por

procesos de recuperaciones primaria y secundaria; esto es, por agotamiento natural e inyección

de agua, lo que implica dejar en los yacimientos

300 billones de barriles de aceite.

De los 450 billones de barriles hallados en los EEUU, 350 billones de barriles son

considerados de aceite medio (alrededor de 25o API (0.91 g/cc)). Después de la inyección de

agua, 230 billones de barriles de este aceite ligero permanecen en el yacimiento aguardando

tecnologías de recuperación mejorada, y un gran porcentaje de aceites pesados siguen sin ser

descubiertos. Existe incertidumbre acerca de cuanto aceite podría ser recuperado por procesos

de recuperación mejorada; un rango de 18 a 52 billones de barriles de aceite es razonable,

dependiendo de la tecnología y de los precios de la energía en el futuro. El aceite ligero

representa entre 12 y 33 billones de barriles, en tanto que el aceite pesado representa entre 6 y


19 billones de barriles. En orden de comparación, 52 billones de barriles representan casi el

doble de las reservas probadas de EEUU.

Existen tres grupos principales de procesos de recuperación mejorada: inyección de productos

químicos, inyección de gases (desplazamiento miscible) y térmicos.

3.1.3.- Inyección de productos químicos

Inyección de polímeros. Se basa en el concepto de “espesamiento” del agua para

incrementar la eficiencia de desplazamiento, a través de la reducción de la movilidad

del fluido desplazante.

Inyección de productos alcalinos. Se basa en la adición de fuertes sustancias causticas

al agua de inyección, con el fin de reducir la tensión superficial entre los fluidos del

yacimiento, por lo tanto el fluido se mueve más fácilmente.

Inyección de polímeros tensoactivos. Agentes tensoactivos son inyectados para

desplazar el aceite reduciendo la tensión interfacial, lo cual permite la formación de un

banco de aceite, que es subsecuentemente empujado por polímeros y agua.

3.1.4.- Inyección de gases (desplazamiento miscible o no-miscible)

Inyección de gas hidrocarburo. La miscibilidad se obtiene por la inyección de gases

hidrocarburos que se disuelven en el aceite, reduciendo la viscosidad y ayudando a la

creación de bancos de aceite, que pueden ser después desplazados por agua hacia los

pozos productores. Actualmente, el costo del gas natural y del LPG son altos por lo

que el proceso no es muy usado.


Inyección de CO2. Uno de los mecanismos principales es el hinchamiento del aceite.

En condiciones miscibles con el aceite llega a formar bancos de aceite que pueden ser

desplazados con gas o agua.

Inyección de gas no-hidrocarburo. Gases inertes pueden ser usados como el nitrógeno;

se usan para incrementar la presión en el yacimiento pero también pueden alcanzar la

miscibilidad (dependiendo de la presión). El desplazamiento de aceite se da de una

forma muy parecida a la del CO2 o el gas natural.

3.1.5.- Procesos térmicos

Inyección de vapor. El vapor es inyectado continuamente en un pozo, la viscosidad del

aceite es reducida aumentando su movilidad y puede ser desplazado o producido por

acción de la segregación gravitacional hacia los pozos circundantes.

Combustión in-situ. Consiste en la inyección de aire y de gas hidrocarburo al

yacimiento para provocar una ignición subterránea mediante una chispa a fin de

generar el calor dentro del yacimiento.

3.1.6.- Tecnologías potencialmente útiles en recuperación mejorada

Recuperación mejorada microbiana. Los microorganismos pueden ser usados para

generar bio-surfactantes, produciendo CO2 en el yacimiento, lo cual puede cambiar la

composición del aceite para mejorar la recuperación.

Inyección de vapor en aceite ligero. Esta es una evidencia de que la inyección de vapor

podría funcionar en yacimientos someros de aceite ligero, donde otros procesos han

fallado.


Calor generado por radio frecuencia (RF). Se basa en emitir ondas de energía de radio

frecuencia dentro de un yacimiento de aceite pesado.

Este proceso está en pruebas para determinar su potencial.

3.2.-Recuperación mejorada en México

Es importante mencionar que en México los procesos de recuperación mejorada no se han

realizado de una manera intensa; sin embargo, existen algunos proyectos que se han llevado a

cabo en el país, algunos con buenos resultados, otros no, como se esperaba. A fin de dar a

conocer algunas cifras importantes se citara el caso más conocido en México, el cual es la

inyección de nitrógeno en el Complejo Cantarell.

3.2.1.- Generalidades e inyección de nitrógeno en Cantarell

Cantarell es el mayor campo petrolero que se haya descubierto en México y el sexto en el

mundo.

En junio de 2009, Cantarell, cumplió 30 años de vida productiva. Cinco y medio años antes

alcanzo su nivel máximo de producción de petróleo crudo: 2.2 millones de barriles diarios

(mmbd). Inmediatamente después inicio su declinación, a un ritmo que se acelero, hasta llegar

a mediados del presente año a 659 mil barriles diarios (mbd). La madurez de este complejo de

yacimientos petroleros queda de manifiesto en el hecho de que, al término de 2008, se habían

extraído más de las tres cuartas partes de las reservas originales de crudo. Al ritmo actual de

extracción, la vida media de las reservas probadas es de menos de 8 años y el de las

reservas probadas probables, de 1 año. Sin embargo, debido al colapso reciente de la


producción, resulta difícil pronosticar su trayectoria y el ritmo de agotamiento en la etapa final

de su ciclo de vida.

Aun así, Cantarell sigue siendo el campo con el mayor volumen de reservas probadas del país,

razón por la que aun merece atención prioritaria.

En términos de reservas, y por el nivel de la producción alcanzado, Cantarell es considerado

uno de los campos súper-gigantes más grandes del mundo. Sus reservas originales, que

ascendieron a más de 17 mil millones de barriles de petróleo crudo y de 8 millones de

millones de pies cúbicos de gas natural, lo ubican entre los 6 principales campos del planeta.

En 2004 solo en el Campo Ghawar, en Arabia Saudita, se extrajo un mayor volumen de

petróleo. Cantarell también se distingue por ser el campo marino de mayor tamaño en el

mundo. Ha sido, por mucho, el campo petrolero más rico y prolífico en la historia de México.

Sus reservas probadas originales de crudo superan el 34 por ciento de las reservas originales

del país. En 2004 aporto el 63 por ciento de la producción nacional. Es la joya de una corona

formada por otros tres complejos súper-gigantes y gigantes Ku-Maloob-Zap, Abkatun-Pol-

Chuc y Antonio J.

Bermúdez-, media docena de otros campos gigantes y una cuarentena de grandes campos. Esta

generosa dotación de la naturaleza explica la importancia histórica que ha tenido la industria

petrolera mexicana, en diversos momentos del siglo XX y la primera década del XXI.

El Complejo Cantarell está formado por cinco campos o bloques: Akal, Nohoch, Chac, Kutz y

Sihil, localizados en aguas someras con tirantes de agua entre 35 y 50 metros. El predominio

de Akal es absoluto, pues acumula el 94 por ciento de las reservas originales del

complejo. Estos campos están comunicados hidráulicamente comparten múltiples

instalaciones superficiales. El Activo Integral Cantarell incorpora otros seis campos y


constituye una unidad administrativa de Pemex Exploración y Producción. La roca almacén

del complejo es una brecha de clastos de caliza y carbonatos dolomitizados, naturalmente

fracturada, de muy alta calidad. Su porosidad y permeabilidad elevadas permiten almacenar

grandes volúmenes de crudo y facilitan su desplazamiento. La extensión del complejo es de

162 km2 y el espesor neto de sus formaciones llega a alcanzar 980 metros. Se trata de una

de las acumulaciones de petróleo mas concentradas del mundo. Puede contrastarse con

Prudhoe Bay, el campo más prolífico de Estados Unidos, que tiene una extensión de 800 km2 y

un espesor aproximado de 100 metros.

Cantarell ha contado con diversos mecanismos naturales que permitieron desplazar

eficazmente el petróleo en sus yacimientos. A estos se sumo la inyección de nitrógeno, que

acelero el proceso. Uno de estos mecanismos ha sido la expansión del casquete de gas

secundario que se formo al reducirse la presión del yacimiento, debido a la extracción de

crudo y de gas. El petróleo fue así desplazado por el gas. Asimismo, se conto con un fuerte

empuje hidráulico gracias al acuífero presente en el área. El movimiento del contacto entre el

gas y el aceite, así como el correspondiente al agua y el aceite, permitieron desalojar una

elevada proporción del petróleo impregnado en rocas saturadas. Un tercer mecanismo de

empuje –el de segregación gravitacional- se debe a la tendencia de los fluidos a separarse de

acuerdo a sus densidades. Así por ejemplo, siendo el agua más pesada que el petróleo, esta

tiende a ubicarse en la parte inferior del yacimiento. Finalmente, la expansión misma de los

fluidos contribuyo también de manera importante al desplazamiento del crudo. Estos

mecanismos y la calidad de las rocas hicieron posible drenar eficientemente los yacimientos

de Cantarell, lográndose factores de recuperación del petróleo excepcionalmente altos

(40.68%).


Para mantener la presión de los yacimientos de Cantarell se considero la opción de

inyectarles gas natural o nitrógeno. La recuperación final esperada con ambos fluidos

era muy similar, aunque marginalmente mayor si se utilizaba gas natural. Sin embargo,

en términos de su beneficio económico, la inyección de nitrógeno era una alternativa más

atractiva, porque su costo era menor. El nitrógeno ha sido adquirido a un precio de 38

centavos de dólar por millar de pies cúbicos, mientras que el precio promedio de

referencia externa del gas natural ha sido, entre el año 2000 y junio de 2009 de cerca de 6

dólares por millar de pies cúbicos, un nivel casi 16 veces mayor. Aun al incorporar el costo

de eliminar el contenido de nitrógeno de la corriente de gas producido en Cantarell, la

diferencia es enorme. El argumento económico fue claro: el costo de oportunidad de inyectar

1.2 mmmpcd de gas en lugar de nitrógeno era la importación adicional de gas que ello

suponía, dado el balance nacional esperado de gas de los años noventa y de la primera década

del presente siglo.

Una de las premisas básicas para inyectar nitrógeno es la necesidad de detener el avance del

contacto agua-aceite; sin embargo, los ingenieros José Luis Sánchez Bújanos, Guillermo

Ortega y Antonio Acuna Rosado, aseguran en la revista 21 Ingeniería Petrolera de mayo de

1998, respecto al contacto agua-aceite, que "en los últimos anos prácticamente no se nota

avance". La compañía asesora Netherland-Sewell (N-S) concluye que la inyección de

nitrógeno puede reducir la recuperación; sin embargo el Dr. Tomas Limon Hernández, en el

Boletín del Colegio de Ingenieros Petroleros de México, de enero de 1998, indica que con la

inyección de nitrógeno será posible obtener un volumen adicional recuperable de 2000

millones de barriles.


La compañía asesora N-S, justifica y recomienda el mantenimiento de la presión por inyección

de nitrógeno con la finalidad de sostener la producción, ya que esta, que inicialmente era de 30

000 barriles por día (bpd) había declinado a menos de 7000 bpd por pozo; sin embargo, la

terminación reciente de pozos con tuberías de mayor diámetro ha permitido producir más de

20000 bpd por pozo. Se demuestra así en forma indiscutible y definitiva que se puede no tan

solo sostener sino incrementar la producción sin necesidad de inyectar nitrógeno.

Mediante cálculos erróneos la compañía asesora N-S concluye que no es rentable la aplicación

del Bombeo Electrocentrifugo (BEC), debido a sus altos costos de inversión, operación y

mantenimiento, por la problemática operativa que presenta y por la pérdida de recuperación

que implica. Al respecto cabe mencionar que el BEC se utiliza prácticamente en todo el

mundo. En el Mar del Norte hay más de 10 campos con

BEC y en Estados Unidos más de 23 000 pozos.

La contradicción mayor corresponde a las reservas auditadas por N-S. Esta compañía asesora

en realidad degrada las reservas de Cantarell al convertirlas de reservas probadas a no

probadas, ya que de acuerdo con la definición de reservas establecida por la Securities and

Exchange Comisión (SEC), solo se consideran reservas probadas cuando se haya mediado una

prueba de campo, que en este caso no se ha realizado. Al respecto cabe señalar que dicha

prueba pudo realizarse en el yacimiento Chac del Campo Cantarell o en algún otro yacimiento

de la región marina donde se repite la misma columna geológica que se presenta en el Campo

Cantarell.

En los últimos 30 años, la prodigiosa historia natural de Cantarell ha dominado la trayectoria

de la producción petrolera del país. Su primera producción se obtuvo tan solo tres anos

después de haber sido descubierto en 1976 y aumento a más de 1 mmbd en 22 meses,


estabilizándose en torno a este nivel durante los siguientes 15 años. En 1996, Pemex estructuro

un ambicioso proyecto, complejo y de gran escala, que tuvo por objeto aumentar la

recuperación final de petróleo y duplicar el volumen producido en este campo súper-gigante.

Fue necesario desarrollar una nueva perspectiva integral y de largo plazo del comportamiento

de sus yacimientos, para optimizar la explotación.

Era imperativo frenar la caída de presión registrada, que ponía en riesgo el valor económico de

este activo. Se perforaron pozos, se construyo infraestructura adicional y se desarrollo un

programa de mantenimiento de la presión de sus yacimientos. Su éxito fue notable: la

producción de petróleo crudo de Cantarell aumento a 2.2 mmbd. Sin embargo, por tratarse de

recursos finitos no renovables, la bonanza llego inevitablemente a su fin. En febrero de 2009

la producción de Cantarell había sido superada por la de Ku-Maloob-Zaap y, en junio, la

producción había descendido a 30 por ciento del pico alcanzado. El ritmo de la declinación

observada es absolutamente inusual en campos de grandes dimensiones, incluso si se les

compara con yacimientos 22 de declinación acelerada, explotados en aguas profundas.

Desafortunadamente, cuando un campo súper-gigante declina, su impacto tiende a ser

abrumador y muy difícil de compensar.

La producción petrolera de México está en franco proceso de declinación: ha caído en

más de 900 mbd y cerca de las dos terceras partes de las reservas originales ya fueron

producidas. La madurez de estas reservas obliga a centrar la discusión en torno al ritmo de

disminución de la producción y a la manera de administrar este proceso. Por ahora, nada

permite suponer que la producción podrá sostenerse a su nivel actual de 2.5 mmbd. Además,

debe tenerse presente que será cada vez más difícil y costoso mantener la producción . Solo

una oleada de grandes descubrimientos o la implantación de procesos de recuperación


mejorada en los yacimientos maduros, permitirían revertir esta tendencia. Aun así, su

impacto sobre la producción no sería perceptible antes de 8 a 10 años, a partir de la fecha en la

que se hicieran tales descubrimientos. Mientras tanto es importante contar con un buen

pronóstico del futuro ritmo de declinación de Cantarell y de los principales campos

productores maduros del país. Dichas tasas determinan críticamente el volumen de capacidad

adicional que se requiere instalar, y la inversión que se necesita realizar, para hacer frente al

crecimiento de la demanda interna de hidrocarburos, y para generar un cierto excedente

exportable de petróleo.

Como sucede en las mejores familias, también otras importantes provincias petroleras, cuyo

desarrollo fue contemporáneo al del Sureste mexicano, comenzaron su declinación hace algún

tiempo. Esto explica el estancamiento y, más recientemente, la baja en la producción de países

que no forman parte de la OPEP. El desarrollo de nuevas provincias en Rusia, el Mar Caspio y

Brasil ha permitido moderar la caída. La producción petrolera de Siberia Occidental declina

desde 1988, si bien tuvo un repunte temporal a finales de los años 90 y la primera mitad del

presente decenio. Alaska alcanzo su máximo nivel de producción en 1989, Gran Bretaña en

1998, Noruega en 2001 y México en 2004. Llama la atención que la declinación en estas

provincias petroleras fue precedida por la de sus campos de mayor tamaño: Samotlor, Prudhoe

Bay, Statfjord, Forties, Ekofisk y Cantarell; respectivamente.

La elevada concentración de la producción en unos cuantos campos supergigantes y gigantes

en cada una de estas provincias explica su declive. Paradójicamente la tecnología parece haber

contribuido a acelerar el ritmo de la declinación, sobre todo en regiones mar adentro. Nuevas

tecnologías, avances en la ingeniería de pozos y de yacimientos, así como mejores prácticas,

permiten un mejor barrido del yacimiento que logra drenarlos más eficientemente y alcanzar


factores elevados de recuperación de petróleo, pero aceleran la velocidad de la declinación una

vez que esta se inicia.

3.2.2. Reservas

Pemex cuenta con una serie de 13 estimaciones anuales de las reservas originales de Cantarell,

que fueron auditadas por empresas de ingeniería especializadas a partir de finales de 1996. Las

estimaciones son consistentes; fueron hechas con base en principios y criterios utilizados

internacionalmente, y sus ajustes han tendido a ser graduales. No se han presentado verdaderas

sorpresas. Son el producto de un sistema robusto de administración de reservas, cuyos

resultados detallados son publicados

23 periódicamente. A partir del año 2000, las reservas originales han disminuido a una tasa

media anual ligeramente superior al 1 por ciento. Antes habían aumentado gracias al

descubrimiento del bloque Sihil, que también forma parte del Complejo Cantarell, y a otros

ajustes menores (ver Fig. 1.2).

Fig. 1.2. Producción mensual de crudo y promedio mensual en Cantarell

Fuente (www.pemex.com)


http://www.pemex.com/

Es usual que estimaciones sucesivas de reservas incrementen el volumen de hidrocarburos

recuperables de campos ya descubiertos. Múltiples factores contribuyen a explicar este

proceso de crecimiento o apreciación de reservas, que se presenta en casi todos los sistemas

petroleros, y que constituye la principal fuente de reservas adicionales en regiones maduras.

Entre ellos destacan la extensión de los limites de los campos, tanto por una perforación mas

intensiva como por el desarrollo extensivo a zonas periféricas; mejoras en las tecnologías de

perforación, terminación, recuperación y producción; avances en la tecnología de exploración,

particularmente más y mejor información sismológica; y una comprensión más profunda de la

geología y de la ingeniería de los yacimientos a partir de información adquirida conforme

maduran los campos. Sorprende que en Cantarell no se haya dado en la presente década

revaloración alguna de reservas. Una posible explicación es que este crecimiento quedo

registrado en1996, cuando se hizo la primera estimación de reservas bajo criterios aceptados

internacionalmente.


Entre fines de 1996 y de 2008, las reservas remanentes de Cantarell disminuyeron 69 por

ciento. A la producción acumulada se agregaron todos los anos revisiones a la baja de las

reservas estimadas, salvo en 1999. Esta tendencia se reforzó en los últimos cuatro años, una

vez iniciado el proceso de declinación del volumen producido. Las revisiones realizadas

fueron el fruto de nueva información geológica y geofísica, de operación y de comportamiento

de yacimientos, así como de la perforación de nuevos pozos de desarrollo. En este breve lapso

las reservas probadas cayeron 51 por ciento; el 29 por ciento de dicha disminución es

atribuible a la revisión a la baja de las estimaciones, un signo ominoso en esa etapa de la vida

de Cantarell. Visto retrospectivamente, no deja de sorprender la caída experimentada en la

vida media de 24 las reservas. Al iniciarse el Proyecto Cantarell en 1997 la relación de

reservas probadas a producción era de 24 años y hoy es de solo 8 anos.

Pemex estima extraer el 48 por ciento del volumen original de petróleo que se encontró en

Cantarell y el 51 por ciento del yacimiento Akal. Si bien estos factores de recuperación son un

poco inferiores al anticipado en los grandes campos de petróleo ligero en el Mar del Norte, son

muy superiores a los de campos de crudo pesado en esa y en otras provincias petroleras. Es

también sustancialmente mayor al de otros campos gigantes y súper-gigantes de México y al

promedio nacional. Este último es de 25 por ciento y, si se excluyen Chicontepec y el propio

Cantarell, es de 30 por ciento. El factor de recuperación de Cantarell se estabilizo en 50 por

ciento entre 2002 y 2003. Sin embargo, una vez iniciada su declinación se registro una

discontinuidad que redujo este factor en tres puntos porcentuales. Esta evolución es

preocupante y Pemex deberá desplegar sus mejores esfuerzos y evitar descensos adicionales.

El valor de aumentar (o disminuir) un punto porcentual el factor de recuperación es sustancial.

Actualmente, equivale a 745 millones de barriles de crudo que, a un valor de 65 dólares el


barril, ascienden a 48 mil millones de dólares. Estas cifras son indicativas del valor

potencial de un programa de recuperación mejorada en Cantarell.

El factor de recuperación final esperado de Cantarell es, a todas luces, excepcional. Es el

producto de un eficaz proceso de recuperación primaria logrado con la energía natural de sus

yacimientos y mediante el bombeo neumático en sus pozos.

Más tarde, el mecanismo de recuperación secundaria seleccionado –el mantenimiento de

presión mediante la inyección de nitrógeno- resulto particularmente efectivo. Resta

ahora experimentar con mecanismos de recuperación mejorada como puede ser la

inyección de productos químicos, implantación de procesos térmicos o de desplazamiento

miscible. Ello deberá hacerse lo antes posible para no perder la oportunidad que estas

tecnologías aun pueden brindar para prolongar la vida económica de este complejo.

3.3.- Inyección de Nitrógeno (N2)El nitrógeno es un gas inerte presente en la naturaleza principalmente en el aire. La

composición natural del aire a condiciones normales (1 atm. de presión y 25 ºC) es:

Nitrógeno 78%

Oxigeno 21%

(Otros gases) 1%

El nitrógeno se presenta en el aire en forma de molécula de N2. Bajo esta condición, se

comporta como un gas noble, es decir no reacciona con ningún otro elemento, salvo en

condiciones de muy alta presión y/o alta temperatura, donde forma compuestos nitrosos como

el NO o el NO2.


Estos compuestos se encuentran, por ejemplo en los gases de escape de chimeneas de hornos

de fundición.

Propiedades Físicas del Nitrógeno

Peso Molecular 28

Temperatura de fusión (ºC) -210

Temperatura de ebullición (ºC) -196

Temperatura crítica (ºC) -147

Presión Crítica (psi) 492

Volumen crítico (pie3 / Ib.-mol) 1.4290

Densidad relativa al aire (aire = 1) 0.97

Factor de compresibilidad 0.288

Presión de vapor a 20ºC No aplicable

Solubilidad en agua (mg/ l) 20

Apariencia y color Gas incoloro

Olor Inodoro

3.4.- Procesos de Desplazamiento Inmiscible con NitrógenoEl nitrógeno ha sido utilizado exitosamente para reemplazar el gas natural en la recuperación

de petróleo.

Los procesos que existen son:

a) Mantenimiento de Presión

b) Inyección cíclica

c) Producción de gas desde la capa de gas

d) Mejoramiento gravitacional


e) Empuje de gas

3.4.1.- Mantenimiento de Presión

Este proceso consiste en inyectar el gas con la finalidad de incrementar la presión del

reservorio hasta por encima de su presión de burbuja. Se utiliza mucho en reservorios con

buena segregación gravitacional.

3.4.2.-Inyección Cíclica

En un reservorio de condensados de gas, la producción en las cercanías de su presión de roció

requiere la inyección de gas para mantener la presión del reservorio por encima de la presión

de roció, de manera de prevenir el fenómeno de la condensación retrograda.

El uso del gas natural como una fuente de inyección cíclica ha venido en una práctica común,

pero últimamente y debido al incremento de los precios del gas natural, se viene utilizando al

nitrógeno como una fuente económica para este tipo de presurización.

3.4.3.- Producción de Gas desde la capa de gas

Debido al incremento de los precios del gas, la producción de gas natural presente en la capa

de gas se ha venido en una necesidad. La depleción natural del reservorio hace que este gas se

encuentre atrapado por largos años hasta que la producción de petróleo se haya logrado en su

máximo nivel.

En este proceso la idea es reemplazar el gas natural presente en la capa de gas por gas

nitrógeno con la finalidad de recuperar el gas natural para venderlo y seguir manteniendo la

presión del reservorio para la producción de petróleo.


3.4.4.- Mejoramiento gravitacional

Reservorios de condensados con empuje de agua (wáter drive) tienden a atrapar el petróleo por

encima de los pozos de producción en área aisladas. La inyección de nitrógeno puede lograr

desplazar el petróleo hasta el pozo productor.

Esto debido a que el factor de comprensibilidad del gas es considerablemente menor que el

gas natural. De esta manera se deduce que el volumen de nitrógeno a usar es mucho menor

que el gas natural que se necesitaría inyectar al reservorio. Además el nitrógeno es menos

denso que el condensado de gas, por lo que asegurara un desplazamiento por gravedad muy

estable.

3.4.5.- Empuje de Gas

La disponibilidad limitada y los costos de los fluidos miscibles como el CO2, GLP, propano,

etc., hace que la inyección continua de estos fluidos sea económicamente no rentable. A un

cierto volumen poral (1-5% PV) del fluido miscible, se ha comprobado que el empuje por

agua o gas natural o gas natural ha sido mejorado.

El gas nitrógeno es una excelente alternativa ya que reduce la perdida CO2 debido a la

disolución en el agua y reduce los problemas de corrosión.

3.5.- Proceso de desplazamiento Miscible con Nitrógeno

En los últimos años, el nitrógeno ha recibido aun considerable atención como un agente de

desplazamiento miscible para la recuperación mejorada de petróleo (EOR). El nitrógeno no

está presente como un fluido miscible de primer contacto con el reservorio de petróleo.

El nitrógeno puede desarrollar miscibilidad con el petróleo del reservorio a través de

transferencias de masa y después de múltiples contactos.


El mecanismo es similar al empuje de gas por vaporización, donde los componentes

intermedios del petróleo se vaporizan desarrollándose la miscibilidad en la fase gas.

Sin embargo, el nitrógeno requiere mayor tiempo y un mayor número de contactos para

desarrollar miscibilidad.

Se requieren altas presiones para generar miscibilidad entre el petróleo del reservorio y el

nitrógeno a la temperatura del reservorio.

Petróleos ligeros o volátiles en reservorios profundos a menudo ofrecen las mejores

condiciones favorables para el desplazamiento con nitrógeno.

Los factores que controlan el fenómeno del desplazamiento miscible con nitrógeno son:

a) Comportamiento de la fase nitrógeno-petróleo del reservorio, y

b) Presión mínima de miscibilidad (PMM)

3.6.- Comportamiento de la fase nitrógeno-petróleo del reservorio

Las características del comportamiento de fase de un reservorio de petróleo toman cambios

significativos cuando están en contacto con el nitrógeno.

Vogel y Yarborough observaron que el gas nitrógeno origina un incremento del punto de roció

de los petróleo volátiles y condensados.

Si tenemos un reservorio de gas saturado, el contacto con nitrógeno puede originar la

presencia del fenómeno de condensación retrograda.

De otro lado, reservorios de gas insaturados (presión encima del punto de roció) algo de

nitrógeno puede mezclarse con el petróleo antes que ocurra la condensación retrógrada.


Comportamiento de la fase nitrógeno-petróleo del reservorio

El nitrógeno es un elemento común presente en los reservorios de petróleo, sin embargo es

inmiscible en la mayoría de condiciones de reservorio.

La solubilidad del nitrógeno es relativamente baja en el petróleo; sin embargo, puede

desarrollar miscibilidad en ciertos tipos de petróleos bajo condiciones especiales de presión y

temperatura.

A presiones mayores a 5.000 psi, el nitrógeno puede vaporizar los hidrocarburos intermedios

(C2 – C6) del petróleo y desarrollar miscibilidades después de múltiples contactos con el

petróleo.

Los cambios composicionales en las fases vapor y liquido cuando el nitrógeno está en contacto

con el petróleo es la clave para desarrollar miscibilidad.

La fase vapor llega a ser progresivamente rica en hidrocarburos C2 – C6 hasta que la

composición crítica se haya alcanzado.

Efectos del Nitrógeno en las propiedades físicas de los fluidos del reservorio

Los fluidos del reservorio desarrollan cambios significativos al entrar en contacto con el gas

nitrógeno.

Estos cambios incluyen propiedades como el factor de volumen de formación, GOR, densidad,

viscosidad y gravedad de gas en solución.

El factor de volumen de formación y el GOR decrecen al entrar en contacto con el nitrógeno.

La densidad y viscosidad del petróleo se incrementan al entrar en contacto con el nitrógeno.

Factores que afectan la miscibilidad Petróleo-Nitrógeno en el reservorio

La composición del petróleo, temperatura y presión del reservorio son los mayores factores

que influyen en el desarrollo del frente de desplazamiento miscible con nitrógeno.


El mecanismo primario en el desarrollo de la miscibilidad es la vaporización de los

componentes intermedios del petróleo hacia la fase gas.

Por tanto, un alto contenido componentes intermedios y ligeros en el petróleo es un requisito

importante para el desarrollo de la miscibilidad con nitrógeno.

Un colchón rico en gas se desarrolla por la vaporización de los componentes intermedios de

petróleo hacia la fase gas.

La vaporización de estas fracciones se lleva a cabo a altas presiones, usualmente mayores a

5.000 psi.

Hay una presión mínima debajo de la cual no ocurre la vaporización.

La figura muestra el efecto de la presión y temperatura en la recuperación de un petróleo de 52.4º API con un GOR de 700 scf. / BBL.

Nótese que la recuperación de petróleo es insensible a la temperatura 3.000 psi. Los cambios

en la temperatura se observan cuando se incrementa la presión. La determinación de la presión


requerida para asegurar la miscibilidad es un dato importante para diseñar un desplazamiento

miscible.

3.7.- Presión Mínima de Miscibilidad (PMM)

El nitrógeno requiere mayores presiones, temperaturas y mayor tiempo de contacto. Los

factores que afectan la PMM del nitrógeno son la composición del petróleo y el GOR. La

temperatura también tiene una influencia moderada en este valor.

Una alta saturación de componentes intermedios facilita el desarrollo de la miscibilidad. El

PMM es una función directa del GOR.

3.8.- Producción de Nitrógeno para Inyección

El nitrógeno se puede obtener a escalas industriales mediante la separación física del aire. Para

ellos se utiliza plantas criogénicas que separan el nitrógeno de los otros componentes del aire,

almacenándolo en su forma líquida para su posterior traslado al lugar de inyección.

Asimismo se viene utilizando Plantas de separación por membranas o PSA (Planta On Site de

separación por presión), los cuales separan el nitrógeno del aire en forma inmediata en el lugar

de la inyección.

Este tema lo trataremos más al detalle en el capítulo correspondiente a los métodos de

obtención del nitrógeno.

El método que consiste en la inyección continúa de nitrógeno a alta presión a través de un

tubing.


El nitrógeno se inyecta directamente en la zona de la capa de gas con la finalidad de elevar la

presión del reservorio por encima de la presión de burbuja del yacimiento.

El tiempo de inyección para alcanzar la presión de surgencia y producción del primer barril de

petróleo dependerá del volumen del reservorio, la densidad del petróleo, la porosidad,

permeabilidad y el tipo de desplazamiento que se logre.

3.9.- Tipos de reservorios donde se puede aplicar

a) Reservorios con capa de gas

b) Reservorios con Segregación Gravitacional

CAPITULO IV


4.- LA PLANTA PRODUCTORA DE NITRÓGENO

Para la inyección de nitrógeno en yacimientos petrolíferos, es necesario producirlo en forma

económica.

El nitrógeno se produce en Plantas de separación de gases de aire y puede ser de dos tipos:

a) Plantas criogénicas

b) Planta On Site de separación por presión (PSA)

La utilización de uno u otro método de separación dependerán del volumen y caudal de

nitrógeno que se debe inyectar.

En plantas criogénicas, costo de producción del nitrógeno dependerá del tamaño de la planta.

Normalmente las plantas criogénicas obtienen nitrógeno en forma económica con

producciones por encima de los 24000 Nm3 / h.

4.1.- Planta de separación criogénica de gases del aire

Las plantas de separación criogénica de gases producen nitrógeno, oxigeno y argón a través de

la separación física de los componentes presentes en el aire.


Figura: De una planta criogénica

Para ello el proceso consiste en lograr bajar la temperatura del aire mediante procesos

termodinámicos de expansión – comprensión hasta alcanzar el punto de ebullición, donde el

aire cambia de fase gaseosa a fase liquida.


A presiones normales, el punto de ebullición del aire es -182ºC.

Una vez que se obtiene el aire en su fase liquida, este ingresa a la caja de frió (cold box) donde

se realiza la separación física, similar a la torre de destilación en una refinería de petróleo,

aprovechando los diferentes puntos de ebullición de sus componentes.

Puntos de ebullición de los componentes del aire:

Oxigeno: -183ºC

Nitrógeno: -196ºC


Argón: -186ºC

De esta manera de obtienen los productos oxigeno, nitrógeno y argón en forma líquida y con

una pureza mayor a 99.99%.

Estos productos son luego almacenados en tanques criogénicos como el que se muestra en la

foto para su posterior distribución.

4.1.1.- Descripción de una Planta Criogénica de Separación de Gases del Aire

Los diseños de las plantas de separación de gases (ASU) dependen de los productos y cantidad

de los productos que se desea obtener:

Nitrógeno u oxigeno

Nitrógeno y oxigeno

Nitrógeno, oxigeno y argón

Depende también de la pureza requerida por cada uno de los productos, la presión de

distribución de los productos gaseosos y la cantidad de producto liquido que se desea obtener.

Todas las plantas de separación criogénicas tienen similares etapas de procesos.

Las variaciones pueden reflejar las mezclas de gases a obtener y las prioridades del usuario.

Algunos diseños minimizan el costo del capital, otros minimizan el uso de energía, otros

maximizan la recuperación final del producto y otros permiten una mayor flexibilidad

operativa a fin de cambiar la producción de cada uno de los productos.

4.1.2 Etapas del proceso de separación de gases del aire

A) Filtración y comprensión


El aire obtenido del medio ambiente se filtra a fin de retener las partículas de polvo. El aire

entonces se comprime a una presión de 90 psig (6 bar) El aire comprimido es luego enfriado a

cerca de la temperatura ambiente por medio de intercambiadores de calor de agua o aire. Bajo

este proceso, el agua que se condensa se remueve.

B) Remoción de vapor de agua y Dióxido de carbono

Mediante el uso de secadores de aire (air dryers) se procede a retirar el remanente de humedad

y de partículas de dióxido de carbono, los cuales podrían taponar o condensarse en las partes

más frías de la Planta. Otros contaminantes como los hidrocarburos también son removidos.

Seguidamente una serie de procesos de comprensión-expansión.

Originan que el aire descienda hasta una temperatura de -185ºC donde se produce el cambio

de fase o punto de ebullición (boiling point).


La separación física de los componentes del aire se realiza en el lugar denominado “Cold

box”, donde el aire es separado en sus componentes principales por diferencias de puntos de

destilación.

Los productos obtenidos pueden almacenarse en estado líquido o gaseoso para su distribución.

Las plantas diseñadas para producir nitrógeno solo poseen una columna de destilación de alta

y baja presión donde el oxigeno impuro que viene de la columna de alta presión recibe una

purificación que viene de la columna de baja presión. Debido a que los puntos de ebullición

del oxigeno y el argón son casi similares, las plantas que producen oxigeno con alta pureza.

4.2 Planta de separación del aire por presión (PSA)

PSA (Pressure Swing Absorption) son plantas de separación de gases que utilizan la presión

para separar el aire a través de un tamiz molecular llamado zeolita con la finalidad de separar

el nitrógeno.

En este proceso no es necesario bajar la temperatura del aire hasta su punto de ebullición.


Este tipo de plantas produce en forma inmediata el nitrógeno sin necesidad de una planta

típica de separación por membranas; consta de las siguientes partes:

Un compresor de tornillos

Un dryer o deshumedecedor de aire

Filtros de polvo, e HC

Membrana de separación

Acumulador o Buffer

Compresor o booster de alta presión

Líneas de conexión

Tanques Criogénicos


5. APLICACIONES EXITOSAS DE INYECCIÓN DE NITRÓGENO

5.1.- Inyección de Nitrógeno en Campo Cantarell-México

El campo Cantarell, perteneciente a PEMEX exploración y producción

(PEP) se encuentra ubicado a unos 80 km al NNO costa afuera de Ciudad del Carmen,

península del Yucatán, Golfo de México.

Se trata de un mega yacimiento de crudo pesado, el más grande de México y el sexto más

grande del mundo.

La profundidad de sus aguas bordean los 35m en el sur y 40m en el norte del yacimiento.

Cantarell comprende cuatro campos adyacentes conocidos como Akal, Chac, Kutz y Nohoch,

siendo Akal el más importante en producción.

Cantarell poseían en sus inicios unas reservas de petróleo in situ de 35MMM de barriles de

petróleo (Bbo) equivalente.


Representa alrededor del 26% de las reservas totales de petróleo de México. El crudo

producido en Cantarell tiene un API promedio de 19 a 22. La explotación del campo comenzó

en junio de 1979, alcanzando un pico de 1.1157 MMBbod en abril de 1980 con 40 pozos de

producción.

Esta producción promedio fue sostenida hasta inicios de 1996 mediante la perforación de 139

pozos de desarrollo, el uso de gas lift y mediante las restricciones de presión en boca.

El campo Cantarell también produjo gas asociado a un caudal de M430MMscfd, en 1996.

Parte del cual se utilizaba para operaciones de gas lift.

El campo Akal contribuye con cerca del 90% de la producción de Cantarell. Akal fue

descubierto en 1977 y empezó su producción en 1979. El campo Chac tiene menos del 4% de

la producción, fue descubierto en 1976 y no empezó a producir sino hasta 1991. El campo

Kutz ya no tiene producción a escala comercial. El campo Nohoch con 5% de la producción

fue descubierto en 1978 y empezó a producir en 1979.

La producción se realiza a través de 16 plataformas. Parte de la producción es exportada

directamente y una tercera parte se transporta vía oleoducto a la costa. El gas producido es

enviado directamente a la costa par su tratamiento y consumo. El remanente es devuelto para

gas lift.

Geología del Reservorio

La geología de Cantarell es compleja. Está formada por varias fallas. La estructura es un largo

anticlinal orientado NO-SE. La configuración geológica es resultados de procesos tectónicos

originado por la ruptura e interacción de las placas tectónicas en las costas del Pacifico. Las

arenas de producción son de origen Cretáceo inferior, Cretáceo medio. El basamento es el

Cretáceo superior Eoceno medio.


Durante los 19 primeros años de producción, el campo Cantarell redujo su presión al interior

del yacimiento hasta cerca del 60% de su valor inicial. La productividad inicial por pozo de

7000 bopd cayó hasta 3000 bopd. La presión del reservorio declino de 270 kg/cm 2 hasta 113

kg/ cm2.

La declinación de la presión del yacimiento fue resultado de la extracción del fluido del

reservorio, aun a pesar de haber una intrusión del agua del lado sur del campo.

A fin de contrarrestar el proceso de declinación y disminución de la productividad del

yacimiento, y considerando que el agua de intrusión que venía del flanco sur tiene una menor

eficiencia de desplazamiento, la empresa PEP decidió establecer un programa de

mantenimiento de la presión a través de la inyección del nitrógeno.

Las condiciones del yacimiento Akal fueron favorables para la inyección de nitrógeno:

Drenaje por gravitación

Alta permeabilidad por fracturamiento

Buen espesor del reservorio

Capa de gas

La presión de fondo BHP también declino a cerca del 42% del valor inicial.

Esto ha resultado en problemas operaciones al hacer muy difícil sostener la producción de

petróleo debido a la caída de los niveles de fluido en los pozos, el incremento de la necesidad

de gas lift y los requerimientos de profundizar más los asientos de las válvulas de gas lift.

Con la finalidad de incrementar la capacidad de producción de petróleo y la recuperación final

de petróleo se recomendó un programa de mantenimiento de presión. El incremento de la

recuperación final se estimo en 2MMM bbl.


Seguidamente se realizo el estudio técnico-económico para definir el tipo de fluido que se

utilizaría para mantener la presión.

Principalmente se opto por utilizar el agua mezclado con algún gas. El uso de agua fue

descartado pues no es un método eficiente en yacimientos altamente fracturados como

Cantarell e implicaba un mayor riesgo debido a su tendencia a canalizarse a través de las

fracturas sin desplazar el petróleo contenido en la roca.

Estudios de simulación de reservorios y de laboratorio determinaron que la mejor recuperación

final de petróleo se obtenía mediante la inyección de gas.

Con la inyección de gas se logrará:

a) Incrementar los beneficiosos efectos de la capa de gas (gas cap)

b) Disminuir o evitar los efectos de la intrusión de agua

c) Sostener la productividad de los pozos

Selección del Gas de Inyección

Una vez que se decidió por la inyección de gas para mantener la presión del reservorio, se

eligieron los siguientes tipos:

Gas natural

Dióxido de carbono

Gas de combustión

Aire

Nitrógeno

Para elegir el tipo de gas se analizaron diversos aspectos como: disponibilidad, costo de gas,

costo de infraestructura del proyecto, costos de inyección, medio ambiente y regulaciones de

seguridad, y por último los efectos del reservorio.


Producto de este estudio se concluyo que la inyección de N2 era la mejor opción ($1.1/Mscf)

comparado con el gas natural ($2.6/Mscf) producto de esta selección y de las negociaciones

con los operadores de la planta de nitrógeno, el precio final del gas nitrógeno se estableció en

$0.36/Mscf

El contrato se estableció por un periodo de 15 años a una caudal de 1200 MMscfd de

nitrógeno.

Las ventajas de usar N2 fueron:

a) Ninguna contaminación del reservorio

b) Disponibilidad ilimitada del N2

c) N2 es un gas inerte, no se esperan daños al medio ambiente

d) La inyección de N2 evitara retornar al reservorio cerca de 1400MMscf de gas natural

que será vendido al mercado.

La planta productora de nitrógeno es de propiedad de un consorcio internacional denominado

Compañía de Nitrógeno Cantarell conformado por las empresas British Oxygen, Westcoast,

Marubeni, Linde e ICAFluor

Daniel.

Programa de Perforación.

El desarrollo del plan considera la perforación de 205 pozos productores y 8 pozos inyectores

de N2 a ser completados entre 1997 y 2005. Para ello se han construido 6 extensiones de

plataformas en plataformas existentes y 10 nuevas plataformas de perforación. Asimismo se

han hecho esfuerzos para completar pozos de gran diámetro.

63 pozos productores serán completados con casing de 9 5/8” y 18 pozos productores actuales

serán convertidos de 7” a 9 5/8”.


Planta de Generación de Nitrógeno.

La planta de generación de nitrógeno está situada en la península Atasta, Campeche. El

contrato implica el suministro de 1200 MMscfd (44.5 Ton/D) de nitrógeno en boca de pozo

por un periodo de 15 años.

La planta de generación de nitrógeno cuenta con cinco módulos de generación y compresión

de gases.

Cada modulo tiene una capacidad de producción de 300 MMscfd comprimidos a 1500 psi.

Asimismo cuenta con una Planta de Generación Eléctrica de 500 MW para mover 5 turbinas

de gas.

Así mismo la planta considera 100km de tuberías costa afuera y costa adentro, sistema de

enfriamiento por agua de mar, distribución eléctrica, sistema automatizado e infraestructura

necesaria.

Resultados Obtenidos

El proyecto Cantarell fue llevado a cabo con los siguientes logros alcanzados:

a) Se alcanzo mantener la presión del reservorio con resultados positivos

b) Se logro un record de producción de 1.69 MMBbod, 66% mayores al caudal de

producción que cuando el proyecto empezó.

c) Incremento de un 60% de capacidad de disponibilidad de gas natural que al inicio del

proyecto

d) Construcción de instalaciones de almacenamiento y exportación de petróleo lo

suficiente como para asegurar una operación continua.

• Aumentó 3.5% la producción bruta3 de gas natural.


Durante diciembre de 2014, la producción bruta de gas natural registró 6,677.8 millones

de pies cúbicos diarios (MMpcd). Dicha cantidad incluye 796.8 MMpcd de nitrógeno, el

cual se extrae junto con este hidrocarburo como consecuencia del proceso de recuperación

secundaria utilizado en el campo Cantarell. El gas natural hidrocarburo aprovechado fue

equivalente a 5,602.8 MMpcd


Periodo Producción Anual MMX(MBBls)

Precio(USD) Costo Producción USD

Costo Producción pesos

Costo dólar año

2008 970,990.86 98.58 95,720,279.17 1,002,191,322.92 10.47

2009 949,160.18 62.61 59,426,918.74 899,723,549.66 15.14

2010 927,820.31 80.35 74,550,361.97 933,370,531.81 12.52

2011 906,960.23 110.88 100,563,749.81 1,176,595,872.73 11.70

2012 886,569.14 111.55 98,896,787.05 1,391,477,793.86 14.07

2013 866,636.50 108.68 94,186,054.39 1,151,895,445.13 12.23

2014 847,152.00 99.37 84,181,494.24 1,087,624,905.58 12.92

2015 827,667.50 53.25 44,073,294.59 658,895,754.09 14.95

Fuente: Sistema de Información Energética (SIE), con información de Pemex.


5.2.-Referencias

http://sener.gob.mx/res/380/Prontuario.pdf

JIMÉNEZ, J. "Estudio de Factibilidad de Inyección de Nitrógeno en un Crudo de Naturaleza Volátil". Trabajo Especial de Grado para obtener Especialización. PDVSAIntevep,S.A., Febrero 2001.

Garaicochea, P. F.: Cantarell, Grupo Ingenieros Pemex Constitución del 17, 2008.

Rivera, R. J.: La Recuperación Mejorada en México, ponencia presentada en la Semana de Ingeniería en Ciencias de la Tierra, Octubre 2009.

Lajous, A.: El Ocaso de Cantarell. Junta de Gobierno del Oxford Institute for Energy Studies, 2009.

PEMEX, 2011 anuario estadístico en línea.

SENER, 2011. Prospectiva del mercado de crudo 2010-2025.


http://sener.gob.mx/res/380/Prontuario.pdf

aprovechamiento y uso del nitrógeno en sistemas de bombeo para la extracción del crudo en pozos...

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