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Activo de Producción Cantarell
“ Experiencias y Resultados de la Inyección de Nitrógeno en el campo Akal”
Ing. Guadalupe Luna Camarillo86ª Reunión ARPEL a Nivel de Expertos (RANE) “Gesti ón de Reservorios” 6 y 7 de octubre de 2014 – Buenos Aires, Argentina
ASOCIACIÓN REGIONAL DE EMPRESAS DELSECTOR PETRÓLEO, GAS Y BIOCOMBUSTIBLES
EN LATINOAMÉRICA Y EL CARIBE
“Este documento es para uso interno por parte del personal autorizado de Pemex Exploración y Producción.Ninguna parte del mismo puede circularse, citarse o reproducirse para su distribución externa, sin previa
autorización escrita de la Dirección General de Pemex Exploración y Producción”.www.pep.pemex.com
Contenido
Introducción
Antecedentes
Desarrollo del Proyecto
Resultados
Conclusiones
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“Este documento es para uso interno por parte del personal autorizado de Pemex Exploración y Producción.Ninguna parte del mismo puede circularse, citarse o reproducirse para su distribución externa, sin previa
autorización escrita de la Dirección General de Pemex Exploración y Producción”.www.pep.pemex.com
• Localización: 87 km al NE de Ciudad del Carmen, Est ado de Campeche..
• Descubierto en 1975 al perforar el pozo exploratori o Chac-1.
• Pozos perforados: 705
• Pozos operando:220
• Producción máxima: 2,282 mbd y 850 MMscft/d en novi embre de 2003.
• Proyectos: Cantarell y Ek-Balam
Introducción Información General
DOS BOCAS
ESCALA GRAFICA
KAX-1
UECH
KAB-101
SINAN101A1A
YUM-2401
MAY-1
MISON-1
KIX-1
KIX-2
YAXCHE-1
0 30 Km.
CD. DEL CARMEN
OCH POL
BATABTOLOC CAAN
CHUC
200 m.
100 m.
50 m.
25 m.
IXTAL CANTARELL
MALOOB-103
ZAAP-1
KUKUTZ
LUM-1BACAB
IXTOC-1TARATUNICH301
201101
1ABKATUN
EKBALAM
FRONTERA
TAKIN
2-B
ACEITE PESADO
ACEITE LIGERO
NUEVO CAMPO ACEITE PESADO
NUEVO CAMPO ACEITE LIGERO
PROYECTO COSTERO
620500 540 580460
2130
2170
2090
2050
Cantarell
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autorización escrita de la Dirección General de Pemex Exploración y Producción”.www.pep.pemex.com
CE
NO
ZO
ICO
ME
SO
ZO
ICO
Brecha Calcárea (BTPKS)Dolomía Litoclasticas, Mudstone -Wackestone cementado enmatriz calcárea con dolomitización, alta disolución envúgulos y en el medio fracturadoΦ= 8-10%Sw= 10-12% Espesor promedio= 260 metros
Cretácico Medio (KM)Carbonatos dolomitizados, con bajos los valores de resistividad, poca presencia de vugulos, alta presencia de fracturas.Φ= 6%Sw= 20-25% Espesor Medio= 106 metros
Cretácico InferiorMesodolomitas de color amarillo a café de un gris claro aoscuro. Alta presencia de fracturas.Φ= 7%Sw=12-15% Espesor promedio= 150m(NORTE), 400m (SUR)
Jurásico Superior Kinmeridgiano Parte inferior con intercalación de lutitas y calizas.Parte media con ooids Grainstone dolomitizadosParte superior con intercalación de dolomitas con lutitas.Medio y Micro-FracturadoΦ= 4-5%Sw= 20-30% Espesor Promedio= 296 metros
Calcarenas Mudstone-wackestone de intraclastos, color crema a grisclaro, con formas subangulosas a subredondeadas. Matrizde color gris claro, muy dolomitizada. Con altofracturamiento.Φ= 5-10%Sw= 30-60% Espesor promedio= 60 metros
Jurásico Superior Oxfordiano Conformado por arenas de cuarzo deleznables, delimitado en la parte superior e inferior por anhidritas.Φ= 22%Sw= 16% Espesor Promedio= 100 metros
Columna Geológica
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Ku
Zaap
Kutz
AkalIxtoc
Ek-Balam
Chac
Maloob
Bacab
Nohoch
Tson
Ayatsil
TaratunichManik
Yaxiltun
Kayab
Tunich
Baksha
Bok
Abkatun
Lum
Pol
Batab
Takin
Numan
Nab N
Kambesah
Pit
Lem
Pohp
Kanche
Tekel
Sihil
El campo Akal se encuentra a 87 Km de ciudad delCarmen, Campeche con una producción de aceite de~202 mil barriles por día.
CD. DEL CARMENFRONTERA
Cd. Pemex
Ficha Técnica del Campo Akal
Akal
2 Horizontes Geológicos:Cretácico y JSK
• Producción aceite (Mbpd): 202*
• Producción gas (MMpcd): 920*
• Pozos con auto abastecimiento BN• Pozos con BN
6688
• Pozos productores : 154
•Centros de proceso de producción: 7
•Densidad del aceite (°API): 22°
•Presión @PPR (kg/cm²): 72
•Viscosidad (cp @ Pb): 2.59
•Volumen original (MMbls): 30,434
•Reserva original 2P (MMbls): 15,161
•Reserva Remanente 2P (MMbls): 2,450
• Producción acumulada Np (Dic- 13)(mmbls):
12,771
• Factor de recuperación Actual (%): • Factor de recuperación final (%):
42.049.7
* Producción de aceite y gas @ diciembre de 2013
Ubicación geográfica
Proyecto CantarellProyecto Cantarell
Proyecto Ek-BalamProyecto Ek-Balam
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Instalaciones de producción del APC
Centros de procesos 7
Plataformas de perforación
58
Plataformas de compresión
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Ductos 597
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GAS A BAJA PRESIÓN
PLANTA DE RECOMPRESIÓN DE GAS
ATASTA
PLATAFORMA DE
COMPRESIÓNAKAL-GC
CD. PEMEXCACTUS
NVO. PEMEX
CONDENSADOS
ACEITE
PLATAFORMA DE PRODUCCIÓN
AKAL-G1
REBOMBEO
CENTRO DE PROCESOAKAL-C
TERMINAL MARÍTIMA CAYO ARCAS(MEDICIÓN)
GAS
TERMINAL DOS BOCAS
ACEITE PESADO
ACEITE PESADO
ACEITE PESADO
FPSO TA’KUNTAHUNIDAD FLOTANTE DE
PRODUCCIÓN, ALMACENAMIENTO Y
DESCARGA
NUEVOTEAPA
BOMBEO
PLATAFORMA DE PERFORACIÓN
AKAL-G/GR
INYECCIÓN DE GAS AL YACIMIENTO
PLANTA DE N2 CNC
BOMBEO NEUMÁTICO
Proceso de Explotación de Hidrocarburos
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Contenido
Introducción
Antecedentes
Desarrollo del Proyecto
Resultados
Conclusiones
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Qo = 1,017.3
150
Pws = 270
Pws = 125.5
141
0
250
500
750
1000
1250
1500
79 80 82 84 86 88 90 92 94 96 98
Año
0
50
100
150
200
250
300Qo
N° de pozos
Pozos con BN
Pro
ducc
ión
de A
ceite
(M
BP
D)
Justificación del Proyecto
Pws AKAL
Pre
sión
(K
g/cm
2 ), N
úmer
o de
Poz
os
Pozos Productorescon bombeo neumático
PozosProductores
Presión
Antecedentes
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La inyección de agua no se consideró por:• Factores de recuperación estimados de
hasta 20 por ciento menores conrespecto a la inyección de gas
• Las características de los yacimientos deCantarell podrían originar canalizacionesque producirían irrupción prematura deagua en los pozos, efecto contrario alque se quería obtener al mantenerhomogéneo el movimiento del contactogas-aceite con la inyección de gas
• Experiencias negativas con otrosyacimientos naturalmente fracturados deotras regiones de PEMEX
Inyección de agua Inyección de gas
La inyección de gas se definió como lamejor opción debido a que maximiza elvalor económico de las reservas:
• Promueve mejor el proceso dedrene gravitacional del aceite porgas
• Mayor factor de recuperación dehidrocarburos
• Opción más rentable
Alternativas de inyección de fluidos
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Gas Natural Nitrógeno CO 2 Gas Combustible Aire
1 Composición 85% CH4 100% N2 100% CO285% N2,10% CO2, 5%
CO.80% N2, 20 % O2.
2 Densidad 0.65 0.96 1.50 0.98 1.00
3 Poder calorífico (BTU) 1,000.00 0.00 0.00 0.00 0.00
4Efectos adversos a la formación Ninguno Ninguno Ninguno
Obstrucción por partículas y residuos
de gasNinguno
5Efectos adversos a la tubería
Ninguno NingunoCorrosión interna y
externaCorrosión excesiva
interna y externaCorrosión por
oxígeno
6Efectos adversos al compresor
Ninguno Ninguno -
Las válvulas, interconexiones y tramos de tubería pueden averiarse.
Ninguno
7Problemas de los intercambiadores de calor
Ninguno Ninguno - Fallas operativas Ninguno
8 Ambientales Ninguno Ninguno Dispersión del CO2 Dispersión del CO2 Ninguno
9 GeopolíticasInterrupción del
suministroNinguno
Interrupción del suministro. Se tiene
que importar.Ninguno Ninguno
ConclusionesUsar hasta que el N2 esté disponible
Usar como fluido de inyección
No recomendable No recomendable No recomendable
Características de los Gases de Inyección
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• Disponibilidad
• Efectos en el yacimiento
• Impacto ambiental y manejo seguro
• Requerimiento de instalaciones
• Costo, $/Mscf:
1.1N2 vs 2.7gas HC Costo final de N 2 ,
$/Mscf: 0.36
(A través de la licitación del servicio de
suministro)
Aspectos clave en las selección del gas a inyectar
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• Pruebas de inyectividad (PEMEX)
• Inyección de trazadores (PEMEX-IMP)
• Pruebas especiales en núcleos en sistemas agua-aceite gas-aceite
(Marathon)
• Estudios de convección y difusión (PEMEX-IMP)
• Pruebas de laboratorio para sistema roca-fluido y simulación
numérica 2D (PEMEX_IFP).
• Estudios de simulación numérica de yacimientos (PEMEX-
Schlumberger-NSAI)
Estudios realizados para el diseño de la estrategia de explotación
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Prueba de Inyectividad Pozo C-57A Akal-EAnálisis integral con el fondo del pozo como nodo
de solución.
0 5 10 15 2070
80
90
100
110
120
130
Qgi MMPCD
Pre
sión
de
Fon
do I
nye
cta
do K
g/cm
²
Yacim Prueba 70 kg/cm² 70.81 kg/cm² 72.08 kg/cm² 73.14 k g/cm²
Comportamiento de la inyección de gas en funciónde inyección en la cabeza
70 75 80 85 90 95 100 1050
20
40
60
80
100
120
Presión de Inyección Kg/cm²
Qgi
MM
PC
D
TP. 4.5" y 5.5" TP. 7" TP. 4.5" TP. 3.5"
Pozo C-57A
Barco 221Barcaza Sara M aría5 Unidades Inyecto ras7 Term os de N itrógenoCabina para Registros P- T (A lta R eso lución a Tiem po Rea l)
Akal-D
Estudios y Prueba de Campo
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C-86
C-2096C-2098
C-2257D
C-2078D
R
G
S
FechaInyección
25/OCT/99
FechaIrrupción
25/NOV/99
FechaIrrupción
16/ENE/00
FechaIrrupción6/NOV/99
FechaIrrupción
16/ENE/00
Pozo de muestreoPozo Inyector
• Evaluación con la inyección de un trazador radioactivo de la anisotropia,convección y difusión en un yacimiento naturalmente fracturado.
Inyección de Trazador en Zona de Aceite
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Modelo físico
Distribución de N2 en el aceitelejos de la zona de pozos(malla 10000 nodos en z
∆x = 6 cm)
Conclusiones• Los efectos de la convección natural por gradientes geotérmicos sobre el movimiento
de fluidos en la zona de aceite son despreciables comparados con los producidos por laconvección forzada de la extracción.
• El nitrógeno sólo contamina una pequeña zona por debajo del CGA cuyo tamañoalcanza un máximo durante los primeros meses de contacto entre el nitrógeno y elaceite.
• Haciendo uso de datos obtenidos en el pozo 66-A, se estima que el tamaño de la zonacontaminada es menor a 40 metros por debajo del CGA y el coeficiente dedispersividad es menor a 14.5 metros.
Comportamiento de la concentración de N2en zona de aceite – Convección forzada
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El estudio con el IFP tuvo por objetivo
� Proveer a Pemex con:Proveer a Pemex con:Proveer a Pemex con:Proveer a Pemex con:o Un modelo fenomenológico que tomara en cuenta los Un modelo fenomenológico que tomara en cuenta los Un modelo fenomenológico que tomara en cuenta los Un modelo fenomenológico que tomara en cuenta los
mecanismos de convección y difusión involucrados en un mecanismos de convección y difusión involucrados en un mecanismos de convección y difusión involucrados en un mecanismos de convección y difusión involucrados en un
proceso de inyección de N2. proceso de inyección de N2. proceso de inyección de N2. proceso de inyección de N2.
o Una primera estimación de las concentración de N2 en las Una primera estimación de las concentración de N2 en las Una primera estimación de las concentración de N2 en las Una primera estimación de las concentración de N2 en las
corrientes de gascorrientes de gascorrientes de gascorrientes de gas
o Guía para la simulación del modelo completo de campoGuía para la simulación del modelo completo de campoGuía para la simulación del modelo completo de campoGuía para la simulación del modelo completo de campo
PEMEXPEMEXPEMEXPEMEX----IMPIMPIMPIMP----IFPIFPIFPIFP
Pruebas de Laboratorio y Simulación con el IFP
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Difusión N2/gas
Difusión N2/aceite
Vaporización
Pruebas de inyección
Propiedades PVT
Krg/o, Pc g/o
Modelado de conveción
Krw/o, PC w/o
PEMEX-IFP-IMP
Agua
Gas
Aceite
% N2?
RGA, P
CGA
CAA
El problema N2
Análisis de IFP
RGA, P
CGA
CAA
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Análisis de IFP
Resultados: Concentración de N2 vs tiempo de influencia (en la parte alta del yacimiento)
Fracción molar del nitrógeno en la afluencia de gas vs tiempo en la plataforma Akal-D
Fra
cció
n m
olar
del
nitr
ógen
o en
la a
fluen
cia
de g
as
Tiempo
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Kutz
Nohoch
Akal
Chac
• Modelo de simulación de aceite negro• Estudios para afinar distribución de
φf y φm vs. profundidad y compresibilidad de matriz y fracturas
• Actualización de datos presión-producción
• Ajuste de historia y pronósticos • Modelo de simulación composicional
• Calibración de la ecuación de estado
• Migración a versión composicional• Ajuste de historia y pronósticos
• Estudio de sensibilidad de la predicción de la concentración de nitrógeno en la corriente de producción
• Interpretación de pruebas de radiotrazado
Estudios de Yacimiento Realizados
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Contenido
Introducción
Antecedentes
Desarrollo del Proyecto
Resultados
Conclusiones
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� Mantener la capacidad de producción de los pozos y reducir costos de mantenimiento.
� Optimizar el uso de instalaciones existentes.
� Detener la invasión de agua y favorecer el drene gravitacional para mejorar el factor de recuperación.
Mantenimiento de presión
RF = 45-50%OGC 2000
RF = 25-30%
WOC 2000
WOC 1979
OGC future
Premisas
Plan Maestro
� Mantenimiento de presión con inyección de N2: 1,200 mmscfd
� Perforar 214 pozos de nueve plataformas nuevas y conductores disponibles así como 7 pozos inyectores.
� Producción de 2.0 MMstbd
� Construcción de 2 centros de proceso
� Adquisición de una unidad flotante de almacenamiento y entrega (FSO).
Proyecto de optimización 1997
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Planta Cantarell de N2
Instalaciones de Inyección Akal-CI; N 2
Akal E; Inyección de N2 o NG
Instalaciones de Inyección de Gas
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Inicio de Inyección…... 19 MAY 2000Recuperación secundaria como mantenimiento de Presi ónInicio de Inyección…... 19 MAY 2000Recuperación secundaria como mantenimiento de Presi ón
Gas
Aceite
20962098
88
68
Inyección de nitrógeno y gas al yacimientocomo mantenimiento de presión
Pozo Qiny (MMpcd)
C-47 172C-49 184C-67 174C-69 182C-83 181C-85 123C-87 168Total 1,184
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Monitoreo de Presión:
ODB FO AKAL -CI NB
Pozo aceitePozo gasPozo invadidoUbicación de sensorIntervalo perforado
CGA 2180 mVbmr
CAA 2613 mVCAA 2350 mV
1268 mV
TM GPD
Pro
fund
idad
Ver
tical
(m
)
Monitoreo de Presión
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SW NW
C-488D
C-64 C-3062
N
CGA
CAA
Corte Transversal SW - NW
Corte Transversal SW - NE
SW
SE
NW
NE
C-488D
C-64
C-67
C-3062
C-3009D
C-3027D
C-1069
N
C-67
SW NE
C-488D
C-64 C-1069
N
CGA
CAA
C-67
Se muestra la distribución areal y
vertical de los sensores con los que
se monitorea el comportamiento de
la presión en zona de GasC-3009D
C-3027D
Cálculo de Presión en Zona de Gas
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C-1069
C-3027DC-3009D
C-3062
C-488D
(NW) (NW) (NW) (NE)
(SW)
2706 mvbmr 2675 mvbmr 2656 mvbmr 2503 mvbmr
2520 mvbmr
Pre
sió
n @
23
96
mvb
mr
(K
g/
cm
2)
Pozos Monitores(Ubicación relativa)
Se traslada la presión registrada por cada sensor a la
profundidad de 2396 mvbmr, plano de referencia para
comparar los valores medidos.
Se observa un efecto espejo a lo largo de la presión registrada
por los sensores instalados en los pozos monitores,
independientemente del bloque en que se encuentre, lo que
valida el grado de comunicación de cada bloque.
(SW)
2531 mvbmr
S O N EA F DAD M M J J A S O NE F DAM M J J A S O N E F DAM M J J A S O N
2010 20132011 2012
(SW)
2519 mvbmr
E F AM
2014
Comparación de PWS en Zona de Gas
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Concentración de N 2 en el casquete de gas
Monitoreo de la concentración de Nitrógeno
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0
5
10
15
20
25
30
35
40
H2S CO2 N2 C1 C2 C3 I-C4 N-C4 I-C5 N-C5 C6 C7 C8 C9 C10 C11
% m
ol
Componente
5-Jul-2001 9-Nov-2001
Composición de aceite, C-1087 (B)
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000
2200
2400
2600
2800
3000
CI INJECTOR1087 B
Monitoreo de concentración de N2
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0
5
10
15
20
25
30
0 50 100 150 200 250 300
Vis
cosi
dad
, (c
p)
Presión, (kg/cm 2)
5-Jul-2001 9-Nov-2001
Viscosidad del aceite, C-1087 (B)
Monitoreo de concentración de N2
16
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Antecedentes
Desarrollo del Proyecto
Resultados
Conclusiones
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Resultados del Proyecto
Sin proyecto
Poz
os O
pera
ndo
Qw
(M
bpd)
Q
g (M
Msf
t/d)
Q
o (M
bpd
) --
-N
p
Jun/ 79
Dic/81
Ene/ 82
Dic/89
Ene/ 90
Dic/95
Ene/ 96
Dic/03
Ene/ 04
Dic/09
Ene/ 10
Mar/13
Iny.
Gas
Nat
ural
Iny.
N2
MM
cft/d
PP
R
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“Este documento es para uso interno por parte del personal autorizado de Pemex Exploración y Producción.Ninguna parte del mismo puede circularse, citarse o reproducirse para su distribución externa, sin previa
autorización escrita de la Dirección General de Pemex Exploración y Producción”.www.pep.pemex.com
42.01
11.58
33.79
19.03
48.15
0
10
20
30
40
50
60
1 4 7 10 13 16 19 22 25 28 31 34 37 40 43 46 49 52 55 58 61 64 67 70 73 76 79 82 85
Fac
tor d
e R
ecu
pera
cion
(%)
Años de Explotación
AKAL YATES GHAWAR
Implementación de BN como SAP
Inyección de Nitrógeno como
Mantto. de Presión en el Campo AKAL
Inyección de CO2
Inyección de Nitrógeno
Proceso de Doble DesplazamientoInyección de
Agua
Km = < 5 mDNP = 12, 788 MMbls
OOIP = 30,434 MMbls
Km = 50 - 1000 mDNP = 81,855 MMbls
OOIP = 170,000 MMbls
Km =100 mDNP = 1,450 MMbls
OOIP = 4,300 MMbls
Inyección de Gas
Factor de Recuperación Akal vs Yates, Ghawar
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Sor = 33%CGA actual
Sor = 46%
CAA actual
CAA original
CGA futuro
Agotamiento natural Mantenimiento de presión
Sor = 33%CGA actual
Sor = 46%
CAA actual
CAA futuro
CGA futuro
CAA original
Sor =46%
• Incremento en el factor de recuperación de crudo
• Mayor beneficio económico
• Reducción de costos de operación de instalaciones al acelerar la recuperación de hidrocarburos
Beneficios del Mantenimiento de Presión
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Contenido
Introducción
Antecedentes
Desarrollo del Proyecto
Resultados
Conclusiones
“Este documento es para uso interno por parte del personal autorizado de Pemex Exploración y Producción.Ninguna parte del mismo puede circularse, citarse o reproducirse para su distribución externa, sin previa
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Conclusiones
� La inyección de N2 ha sido implementadaexitosamente para el mantenimiento de presión enun yacimiento naturalmente fracturado
� El éxito de la recuperación adicional se debeprincipalmente a la infraestructura, obrasterminación y reparación de pozos. La producciónde los pozos es directamente dependiente delmantenimiento de presión.
� Después de 34 años la producción acumulada deaceite de Akal es mayor a 12.7 MMMb (FR 42%)
� Un plan de monitoreo de presión y de muestreo defluidos (concentraciones de N2) ha sido implantadoexitosamente en el campo
� El mantenimiento de presión a través de la inyecciónde N2 y gas hidrocarburo en Akal representa unaspecto clave en la estrategia de explotación futura.
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“Este documento es para uso interno por parte del personal autorizado de Pemex Exploración y Producción.Ninguna parte del mismo puede circularse, citarse o reproducirse para su distribución externa, sin previa
autorización escrita de la Dirección General de Pemex Exploración y Producción”.www.pep.pemex.comGracias