Propuesta para reactivar la producción petrolera en México
La tecnología Single Well 2.0 permitirá encontrar yacimientos con alta rentabilidad, baja inversión y reducción de costos de explotación, en numerosas localizaciones que proponemos a Petróleos Mexicanos (Pemex) en este artículo.
JesÚs SaldaÑa Mena* y David Shields**
La estrategia de negocios de Pemex Exploración y Producción (PEP) en materia de incorporación de reservas y explotación de yacimientos requiere ser apuntalada con tecnologías efectivas que resuelvan de manera óptima la falta de éxitos en la exploración petrolera y el desarrollo de yacimientos naturalmente fracturados.
Ante la acelerada declinación de Cantarell, no se ha podido frenar la caída de la producción petrolera con nuevos proyectos que compensen los barriles perdidos. La cuantiosa inversión en los proyectos de Chicontepec y aguas profundas hasta la fecha no permite elevar la plataforma de producción petrolera nuevamente a 3 millones de barriles diarios. A este paso México está en riesgo de ser, en el mediano plazo, un importador de petróleo crudo, así como ya lo es de sus derivados.
México requiere de políticas estratégicas factibles basados en mejores análisis del subsuelo, así como un gran esfuerzo para maximizar la producción de aceite, principalmente ligero, a bajos costos.
Se requiere un nuevo paradigma ?mejores estrategias y nuevas tecnologías? para que no siga decayendo la producción en el corto y mediano plazo. La restitución de reservas no sólo debe ser con reservas probadas, sino es prioritario identificar nuevas reservas que sean de extracción rentable y relativamente fácil.
Se requiere un proyecto de caracterización de la red de fracturas en los campos productores, que permita lograr descubrimientos relevantes en aguas someras y en tierra.
Se requiere una estrategia para aguas profundas, específica, selectiva y bien evaluada, que, a través de pozos productores, abra nuevas regiones del Golfo de México a la extracción petrolera.
Se requieren proyectos con baja inversión y rápida ejecución y recuperación con alto porcentaje de éxito, con producción por encima de 5 mil barriles diarios por cada pozo perforado.
Se requiere un programa amplio y eficaz de reentradas en todos los pozos que mecánicamente lo permitan, en todos los activos (Cantarell, Ku-Maloob-Zaap, litoral y mesozoico de Tabasco, etc.)
Se requieren perforar preferentemente en tierra y en aguas someras, utilizando nuevas tecnologías que permitan reducir sustancialmente el grado de incertidumbre.
A continuación, se explica la tecnología Single Well 2.0, que ha sido desarrollada en México y patentada en los Estados Unidos de Norteamérica por ConcentraTek S.A. de C.V., y se detalla una propuesta de proyectos con alto grado de retorno de la inversión y de fácil ejecución, susceptible de ser implementada por PEP.
LA TECNOLOGÍA SINGLE WELL 2.0
La tecnología Single Well 2.0 se basa en una estrategia conceptualmente nueva que fortalece la exploración, que es la existencia de campos denominados homólogos.
Single Well 2.0 identifica los ejes axiales de los yacimientos naturalmente fracturados, con un error estándar de desviación mínimo que permita un grado de descripción estratigráfica en el rango similar al obtenido en los registros geofísicos y la prospección sísmica, obteniéndose un modelo de distribución espacial (en dos y tres dimensiones). Reconstruye miles de pliegues estructurales en torno a los pozos productores y con esto determina las estructuras homólogas de esos pozos productores. Así, permite ubicar y caracterizar localizaciones en fracturas productoras de aceite que anteriormente no habían sido consideradas para su perforación.
A continuación, se muestra el fundamento básico de la tecnología, así como la comparación con la sísmica que PEP utiliza para la perforación de los objetivos a perforar. La correlación espacial entre el campo 1 y el campo 2 permite al sistema experto Single Well 2.0 determinar un pliegue estructural donde debe estar un nuevo campo productor, en este caso, el campo 3. También se determina a qué profundidad se encuentran los intervalos productores de hidrocarburos de este nuevo campo 3 en el pliegue estructural determinado por Single Well 2.0. Es decir, en una cuenca petrolera podemos tener distintos campos productores, así como otros campos, aún no descubiertos y homólogos, distribuidos en la misma cuenca y con el mismo potencial productor.
Por ejemplo, el campo Kaskida, de BP y Devon Energy, en aguas profundas de los Estados Unidos ?con tirante de agua de 1,786 metros? lo podemos encontrar en un pliegue estructural determinado por Single Well 2.0.
Como un ejemplo en México, podemos considerar como homólogos los campos Cárdenas y Jujo en la Región Sur, ya que los períodos geológicos, los rangos de profundidad productora y la roca productora son los mismos que los de otros campos productores explotados con anterioridad en la misma región.
Single Well 2.0 determina ?para yacimientos naturalmente fracturados como los que constituyen los sistemas petroleros de México? el sistema de fracturas mayores y menores, en el cual se encuentra cada pozo productor del campo, así como la profundidad donde está produciendo, proponiendo nuevas localizaciones de pozos de desarrollo, así como localizaciones intermedias e intervalos probables productores para reparaciones mayores. Esto permite el adecuado dimensionamiento de las instalaciones y de la inversión requeridas para explotar el campo, con el objetivo último de maximizar su producción al más corto plazo posible y, por ende, maximizar su valor económico inmediato.
Este tipo de yacimientos productores en fracturas son comunes en las distintas cuencas petroleras del país, permitiendo que se pueda incorporar una alta producción inicial de más de 10,000 barriles por día en los mejores pozos.
Así, Single Well 2.0 puede complementar la sísmica que tiene PEP para la identificación de nuevos prospectos. Se comparan las características entre la prospección sísmica y Single Well 2.0 en el siguiente cuadro:
Entre otros entregables, Single Well 2.0 determina localizaciones en fracturas mayores capaces de producir altos gastos ?es decir, producciones elevadas? en yacimientos naturalmente fracturados, así como localizaciones intermedias en fracturas mayores, también capaces de producir altos gastos. Asimismo, identifica localizaciones productoras en las estructuras de aguas profundas y trenes estructurales productores en aguas profundas.
Single Well 2.0 toma en consideración la información de los pozos productores para identificar la ubicación de los homólogos de esos pozos, determinando la distribución de pliegues estructurales y fracturas productoras. A su vez, Geofield 2.0 ?otra tecnología desarrollada por ConcentraTek? toma la información de Single Well 2.0 y determina la situación estructural de todo un campo ó campos, y toda una cuenca ó cuencas, así como los correspondientes intervalos productores de los pozos objetivo.
Single Well 2.0 ?al determinar las coordenadas exactas de los pozos que se deben perforar, así como los diversos intervalos productores que se pueden comprobar con la sísmica 2D y 3D? permite la localización óptima de los equipos de perforación y de las plataformas productoras. Así, puede ayudar a definir dónde aplicar las limitadas inversiones de PEP, reduciendo la incertidumbre. Por lo mismo, permite redefinir los programas de perforación en curso para elevar el porcentaje de éxito.
Actualmente, se está trabajando con Single Well 2.0 en zonas productoras del sureste de México, concretamente en el activo Samaria-Luna de PEP. Se utilizó para determinar los objetivos de los pozos IRIDE 148 y OXIACAQUE 5021. La producción acumulada de IRIDE 148 es de más de 200,000 barriles de petróleo ligero y más de 400 millones de pies cúbicos de gas, con escasa presencia de agua. Actualmente se trabaja en OXIACAQUE 5021, donde los registros muestran la clara presencia de hidrocarburos, siendo una localización donde convergen 6 fracturas mayores identificadas con Single Well 2.0, faltando todavía las pruebas de producción.
PROPUESTA DE PROYECTOS A REALIZAR
Mediante la aplicación de sus tecnologías Single Well 2.0 y Geofield 2.0, ConcentraTek S.A. de C.V. puede ofrecerle a PEP una cartera de proyectos con alto potencial de retorno de la inversión y de fácil ejecución. En las diferentes presentaciones que ha realizado en PEP, Concentra Tek, S.A. de C.V., ha mostrado, con la finalidad de utilizarse para incrementar la producción, las siguientes localizaciones en fracturas y campos nuevos:
Campo nuevo en Dos Bocas, Tabasco
Se propone a PEP la perforación inmediata de tres objetivos en tierra, identificados en la cercanía de la Terminal Marítima de Dos Bocas, Tabasco. Se trata de un nuevo campo con potencial de 250 millones de barriles para ser descubierto en la localización B1 con coordenadas UTM 485000, 2037000, y profundidad final de 6,200 metros, pero con probabilidad de productor en agujero descubierto a los 5,640 metros.
Otras dos localizaciones en fracturas se pueden alcanzar abriendo una ventana a la tubería del pozo Puerto Ceiba 115, que está invadido de agua: con coordenadas UTM 474411, 2038900, y profundidad de 5,900 metros, y UTM 474721, 2038363, y profundidad de 5,800 metros.
Campo gigante homólogo de Antonio J. Bermúdez
Se propone la perforación de una estructura homóloga de Antonio J. Bermúdez en aguas someras con tirante de agua de 150 metros frente a las costas de Tabasco, el cual también ha sido identificado con Single Well 2.0. Es una estructura que tiene un potencial de varios millones de barriles, por lo que un pozo puede dar fácilmente 10,000 barriles por día.
Nuevo pozo en aguas profundas
ConcentraTek ha estudiado las áreas donde es factible encontrar homólogos de Cantarell en aguas profundas y propone la localización MEX-1, con coordenadas UTM 487602, 2267386, en un tirante de agua de 1,300 metros, la cual se encuentra en una estructura del mismo período geológico de Cantarell, con los mismos rangos de profundidad productora y el mismo tipo de roca productora.
También proponemos un segundo pozo MEX-2, a sólo 42.3km del pozo Tamil-1, recién perforado por PEP.
Concentra Tek ha desarrollado estudios con su tecnología Single Well 2.0 en torno al área donde PEP actualmente perfora el pozo CATAMAT-1 y encuentra dos homólogos del pozo Cerro Azul, el cual fue un pozo histórico por su extraordinaria producción. Uno de estos homólogos se encuentra a 15 kilómetros del pozo CATAMAT-1.
Cantarell y Ku-Maloob-Zaap
En el complejo Cantarell, se pueden determinar al menos 25 localizaciones en fracturas mayores, con un potencial pro-bable de producción de al menos 250,000 b/d ?debido a la capacidad productiva de las fracturas?, todas las cuales se perforarían desde las plataformas existentes, lo cual permite una reducción de costos. Si se aprovecha el programa anual de reparaciones mayores, podrá ser factible incorporar estos 250,000 b/d de nueva producción en un lapso de seis meses.
En Cantarell, se tienen distribuciones de centros de fracturas de la dolomía y que aún se encuentran en la ventana del aceite en el oeste, el sur y noreste del complejo limitado por el avance del gas y el avance del agua. También podemos proponer varias localizaciones para ubicar nuevas plataformas y perforar para incorporar más producción.
Asimismo, proponemos la ubicación de plataformas en centros de fracturas en el complejo Ku-Maloob-Zaap, además de recomendar reentradas desde la tubería del pozo Ku-84 y de la plataforma Ku-1292. Para la parte norte del complejo Ku, se han identificado, mediante el uso de Single Well 2.0, 19 localizaciones en fracturas.
? Ingeniero químico y director general de Concentra Tek, S.A. de C.V. (concentratek@cablevision.net.mx ) **Periodista, analista de la industria energética y director geneal de esta revista (energia_adebate@yahoo.com.mx ).
