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Proyecto: Reingeniería del Sistema de Recuperación Secundaria del campo
Tamaulipas Constituciones
Febrero de 2012
A c ti v o d e P r o d u c c i ó n P o z a R i c a - A l t a m i r a
Estrategia de desarrollo y justificación de las altas inversiones
Contenido
Expectativas del proyecto (Cambio de Monto y Alcance)Conclusiones y recomendaciones
Ubicación del Proyecto
Problemática del Campo
Escenarios analizados base y propuestosEn el Documento de CMA 2009
Actualización Documento 2012
Contenido
Contenido
A c ti v o d e P r o d u c c i ó n P o z a R i c a - A l t a m i r a
Ubicación Geográfica
Limón
Panuco
Cacalilao
ÉbanoConcorvado
Salinas
Topila
AltamiraTam – Cost.
Barcodon
Arenque.
Lobina
El proyecto comprende 2 sectores:
El sector Ébano - Pánuco – Cacalilao, aproximadamente a 40 Km. al Oeste de Tampico, abarcando parte de los estados de Tamaulipas, San Luis Potosí y Veracruz.
Lo componen 8 campos: Altamira, Cacalilao, Corcovado, Ébano, Limón, Panuco, Salinas y Topila.
El Sector Tamaulipas Constituciones, en la ciudad de Altamira Tamaulipas a 30 km de la Cd. de Tampico y lo comprenden 2 campos:
Tamaulipas Constituciones y Barcodon
ANTECEDENTESInicio de explotación
Formaciones Productoras
Profundidad, mvbnm
Litología
Densidad del aceite, °API
Viscosidad del aceite, cp @ cy
Factor de recuperación, %
EPC1904
San Felipe, Agua Nueva
300 – 700
Caliza arcillosa NF
10 – 13
700
10.5
TAMAULIPAS1956
Jurásico San Andres y Cretácico
1,200 – 1,900
Carbonatos y areniscas
14 – 22
5-10
10.3
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Estrategia de desarrollo y justificación de las altas inversiones
Contenido
Expectativas del proyecto (Cambio de Monto y Alcance)Conclusiones y recomendaciones
Ubicación del Proyecto
Problemática del Campo
Escenarios analizados base y propuestosEn el Documento de CMA 2009
Actualización Documento 2012
Contenido
Contenido
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Escenarios considerados en el Documento de asignaciones 2011
Escenarios Sector TC Sector EPC
1
Perforación de Pozos intermedios y de alto Angulo desde macroperas
Terminados con aparejos sencillos selectivos Continuar con la inyección de agua para mantener la presión Reparaciones mayores cambios de intervalos, Optimización de los sistemas artificiales
Perforación de pozos horizontales terminados en agujero descubierto en el yacimiento
Toma de sísmica 2D y 3D Para disminuir la incertidumbre
2
Esta opción contempla todas las actividades descritas de la opción 1 más
Remplazo de 68 pozos inyectores y de sus respectivas líneas de inyección de agua,
3
Esta opción contempla todas las actividades descritas de las opciones 1 y 2 más la
reconfiguración y modernización de la planta de inyección de agua Sustitución del sistema troncal de ductos principales que
abastecerán de agua de inyección
Indicador Unidad Antes impuestosDespués
ImpuestosVPN MM Pesos 34,466 735VPI MM Pesos 12,016 12,016
VPN/VPI Pesos/Pesos 2.87 0.06
Relación beneficio /costo Pesos/Pesos 3.11 1.02
Periodo de Recuperación años 3 11
Cartera 2012 - 2026
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Indicadores Económicos del Proyecto RSRSCTC
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Escenarios Sector TC Sector EPC
1
Perforación y terminación de 33 pozos Terminación de 9 pozos inyectores, 33 líneas de
descarga, 1 planta de tratamiento de agua para recuperación secundaria, 10 líneas para inyección de agua para recuperación secundaria, 1 acueducto para la planta de tratamiento de agua,
Actividades de productividad 169 reparaciones menores, Construcción de dos tanques para almacenamiento de
crudo de exportación en la refinería madero, 79 taponamientos de pozos y desmantelamiento de 211
ductos fuera de operación
. Perforación y terminación de 23
pozos de desarrollo 23 líneas de descarga, 700km de levantamiento de sísmica
2D. 237 reparaciones menores 44 Taponamiento de 44 pozos.
2
Todas las actividades des escenario 1 sin considerar la perforación y terminación de pozos.
Sólo la toma de 700 km de levantamiento de sísmica 2D,
237 reparaciones menores 44 Taponamiento de pozos.
Escenarios Actualización del proyecto Noviembre 2012 (Cartera 2013 – 2027)
Se consideraron dos diferentes alternativas de explotación buscando optimizar el desarrollo y obtener mejores indicadores económicos, con la premisa de sólo ejercer el monto restante, 7,292 MM$, por lo que se documento un proyecto muy por debajo del potencial actual (actividad física y reservas)
Indicador Unidad Escenario 1 Escenario 2
VPN MM Pesos 27,746 22,171VPI MM Pesos 6,442 6,382
VPN/VPI Pesos/Pesos 4.31 3.47
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Escenarios del Proyecto Actualización noviembre 2012
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Estrategia de desarrollo y justificación de las altas inversiones
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Expectativas del proyecto (Cambio de Monto y Alcance)Conclusiones y recomendaciones
Ubicación del Proyecto
Problemática del Campo
Escenarios analizados base y propuestosEn el Documento de CMA 2009
Actualización Documento 2012
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CategoríaTamaulipas
ConstitucionesÉbano Panuco
Cacalilao
Yacimiento
• Baja eficiencia con los
patrones de inyección
• Recuperación Secundaria
Suspendida
• Altos cortes de agua
• Áreas con aceite pesado
• Yacimiento Naturalmente
Fracturado
• Producción a través de
Fracturas (poco aporte
matriz)
• Aceite pesado y extra
pesado
Yacimiento
CategoríaTamaulipas
ConstitucionesÉbano Panuco Cacalilao
Pozos
• Número muy alto de pozos cerrados
• Pozos inyectores fuera de operación sin oportunidad
• Condiciones mecánicas de los pozos en mal estado
• Falta de optimización de Sistemas Artificiales (BM y BN)
Pozos
Reserva Remanente (Mbl)
Problemática del Campo
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Problemática del Campo
CategoríaTamaulipas
ConstitucionesÉbano Panuco
Cacalilao
Pozos
• Reducción fuerte de las reservas de
hidrocarburos
• Alta declinación de la producción
Reservas
Y
Producción
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 10.00
12.00
14.00
16.00
18.00
20.00
22.00
Comportamiento de la Producción (MBLS)
0
20
40
60
80
100
120
Comportamiento de las Reservas de Hidrocarburos
Consecuencias inmediatas
El proyecto perdía valor rápidamente y en el cado del Sector TC practicante todas las reservas se habían reclasificado a posibles
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Estrategia de desarrollo y justificación de las altas inversiones
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Expectativas del proyecto (Cambio de Monto y Alcance)Conclusiones y recomendaciones
Ubicación del Proyecto
Problemática del Campo
Escenarios analizados base y propuestosEn el Documento de CMA 2009
Actualización Documento 2012
Contenido
Contenido
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Op
ort
un
ida
de
s I
de
nti
fic
ad
as Reto Técnico
Perforar y terminar pozos con mayor productividad y reducir tiempos y costos
Incrementar el factor de Recuperación del campo
Reducir la declinación actual
Principales Líneas de Acción
Plan de DesarrolloAtención a problemas
ambientales
Implementar métodos de recuperación
adicional
• Validación de modelos geológicos
• Jerarquización de áreas con mayor reserva
remanente
• Perforación de pozos intermedios y horizontales
• Atención a pozos cerrados
• Actividades continuas de productividad
• Optimizar los sistemas artificiales
• Aplicación mejoradores de flujo
• Saneamiento áreas urbanas.
• Atención a fugas y derrames
• Taponamiento de pozo de alto
riesgo para la comunidad
• Restauración de suelos
• Saneamiento de presas
• Re adecuar patrones de inyección
• Evaluar factibilidad de inyección
cíclica de vapor
• Evaluación de infraestructura
actual y requerida
• Tratamiento del agua producida
Estrategia de ExplotaciónRetos Tecnológicos y Plan de Acción
Garantizar el desarrollo sustentable en armonía con el medio ambiente y la comunidad
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2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 20129000
11000
13000
15000
17000
19000
21000
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
Aceite.Diario bbl/d
Inversión Total MM$
14
Comportamiento de Producción e inversión
Resultados Obtenidos Producción
A c ti v o d e P r o d u c c i ó n P o z a R i c a - A l t a m i r a15
Comportamiento de las Reservas
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
147.5
134.8143.7
120.9
100.8 100.0 101.892.1
121.4 117.5112.3
161.3
Fuerte recuperación del valor del proyecto, ya que en los tres últimos años se han incrementado fuertemente las reservas de hidrocarburos. Por encima de los valores registrados al inicio del proyecto.
Resultados Obtenidos Reservas
2013
185.5
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DESARROLLO CAMPOS
41%
PROTECCIÓN AMBIENTAL17%
MANTENIMIENTOINST. DE PROD.
10%
MODER. Y OPT. DE INFRAESTRUCTA
CONSERVACION POZOS
7%
DESARROLLO DE CAMPOS
41%
PROTECCION AMBIENTAL15%
CONSERVACION POZOS
12%
GESTION DE ACTIVOS
11%
2010Inversión Total 2010
3,525,862.84 M$
2011Inversión Total 2011
5,259,916.55 M$
Otros Gestión De Activos Equipo de Computo Desarrollo tecnológico Sistemas Artificiales Seguridad Industrial Asesorías Entre Otros
Distribución de inversiones en los años 2010 y 2011
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Resultados ObtenidosAtención a pozos cerrados
EFMAMJ JASODEFMAMJ JASONDEFMAM2010 2011 2012
300
361
EFMAMJ J ASODEFMAMJ J ASONDEFMAM2010 2011 2012
330
176
Pozos Operando
Pozos Cerrados
2010 2011 2012
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Estrategia de desarrollo y justificación de las altas inversiones
Contenido
Expectativas del proyecto (Cambio de Monto y Alcance)
Conclusiones y recomendaciones
Ubicación del Proyecto
Problemática del Campo
Escenarios analizados base y propuestosEn el Documento de CMA 2009
Actualización Documento 2012
Contenido
Contenido
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Expectativas del proyecto
Problemas Atendidos en el Proyecto
Sector Problemas atendidos Áreas de Oportunidad
Tamaulipas Constituciones
• Saneamiento del áreas Urbanas dentro del
campo
• Taponamiento de Pozos con riesgo para la
comunidad
• Mantenimiento a instalaciones que desde
hace muchos años no se les daba
• Actualización de modelos estáticos y
dinámicos
• Toma de información reciente
• Diseño de la prueba piloto de Recuperación
Secundaria
• Implantación de la prueba Piloto de
Recuperación secundaria y/o Mejorada
• Implantación de la Recuperación
Secundaria
• Masificación de la perforación de pozos
no convencionales
• Reducir tiempo s y costos de perforación
Ébano Panuco Cacalilao
• Aplicación de mejoradores de flujo para
aceite pesado
• Implantación de Cavidades Progresivas
como Sistema Artificial optimo
• Perforación de Pozos No convencionales
con mucho éxito
• Implantación de prueba piloto de
Inyección de vapor
• Optimización de instalaciones
superficiales para el manejo de la
producción
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Sectores Visualización Conceptualización Definición
Sector TC 100% 100% Programa 2013
Escenarios Documentaos 9 3 1
Sector EPC 100% 100% Programa 2013
Escenarios Documentaos 8 3 1
TOTAL 17 6 1
Trabajos Realizados
Tecnología
1.- Volumen Original Probabilístico Aprobado
2.- Calculo de Reservas Probabilísticas Aprobado
3.- Diseño de Pozos Tipo Aprobado
4.- Calculo de gastos iniciales Probabilísticos
Aprobado
5.- Pronósticos de Producción Probabilísticos
Aprobado
6.- Evaluación Técnico Económica Aprobado
7.- Jerarquización de Escenarios Aprobados
Documentación del ProyectoMetodología FEL
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Matriz de OportunidadesSector Tamaulipas Constituciones
Componente Campo Formación Tipo de PozoTipo de
LocalizaciónTipo de
TerminaciónSistemas de Producción
Mejoras de Producción
Tipo de Instalaciones
Fuentes de Fluidos de Inyección
Tipo de Procesos
ExplotaciónTamaulipas-
ConstitucionesCretácico
Recuperación Secundaria
Vertical Peras Sencilla FluyenteControl de agua: geles,
microorganismos, baterías.
Sistema de almacenamiento y
tratamiento centralizado
Agua congénitaBombeo
multifásico
Exploración BarcodónJurasico + Cretácico
Reingeniería del proceso de inyección
de aguaEsbeltos Macroperas Selectiva BN
Incremento de producción:
fracturamientos, ASP, desmulsificantes
Sistema de inyección de agua centralizada
y modular
Agua de fuentes naturales
Separación
TC + B
Reingeniería del proceso de inyección de agua + inyección
de CO2
Desviados de bajo ángulo
Terminaciones múltiples
BMSistema de inyección
de CO2
CO2 del Campo Quebranche y
venta
Deshidratación del aceite
Desviados de alto ángulo
BECNivel de
automatizaciónTratamiento de
agua y gas
Horizontales BH
Múltiples
YacimientosTipo de
Recuperación
Pozos Instalaciones
Componente Campo Formación Tipo de pozo Productividad
ExplotaciónTamaulipas-
ConstitucionesCretácico
Recuperación Secundaria
ConvencionalSAP con mejoras en
productividadExistentes + adecuación
Exploración Barcodón Jurasico + CretácicoReingeniería del
Proceso de Inyección de Agua
Convencional + no convencional
Fluyente + SAP con mejoras en la productividad
Existentes + Adecuación + Nuevas
TC + BReingenieria Inyección
de Agua + CO2
InstalacionesYacimientos PozosTipo de
Recuperación
Total 9 Casos
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Matriz de OportunidadesSector Tamaulipas Constituciones
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
0
3
6
9
12
15
18
21
24
27
30
0.00
13.00
26.00
39.00
52.00
65.00
78.00
91.00
104.00
117.00
130.00
Producción Incremental AceiteProducción Base AceiteProducción Diaria Total
Pro
ducció
n D
iari
a A
ceit
e
(MB
D)
Pro
ducció
n A
cum
ula
da A
ceite
(M
MB
LS)
2013
2015
2017
2019
2021
2023
2025
2027
0369
12151821242730
0.0013.0026.0039.0052.0065.0078.0091.00104.00117.00130.00
2013
2015
2017
2019
2021
2023
2025
2027
0369
12151821242730
0.0013.0026.0039.0052.0065.0078.0091.00104.00117.00130.00
Recuperación PrimariaSecundaria
Recuperación PrimariaSecundaria y Mejorada
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Modelo EconómicoTamaulipas Constituciones
Indicadores económicos antes de impuestos
EscenariosNp
(MMbls)Gp
(MMMPC)
VPN (MM$)Eficiencia de la Inversión
VPN/VPI
P10 μ P90 P10 μ P90Límite
Económico (Año)
(σVPN) (IRP) (σVPN *IRP) μVPI (MM$)
Cartera2013-2027
63 66 22,048 22,639 23,232 2.1 2.2 2.3 2036 459 2.28 1,047 10,260
Escenario 2 88 90 31,325 32,124 32,920 2.3 2.4 2.5 2036 623 2.43 1,513 13,334
Escenario 4 126 175 41,800 42,754 43,697 3.0 3.1 3.2 2042 738 2.61 1,925 13,961
Eficiencia de la Inversión – Rentabilidad (Riesgo)
Rentabilidad - Factor de Riesgo
VP
N/V
PI
VPN (MM$)
Riesgo
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Matriz de OportunidadesSector Ébano Panuco Cacalilao
Yacimiento Productividad Instalaciones
Recuperación Perforación Terminación Aparejos ReparacionesArreglo de
Locs.Metodos de Producción
Instalaciones de Producción
CB Todos los Campos Primaria No Convencional Agujero Descubierto Sencillo Rep. Menores Peras Fluyente + SAP Existentes
1 Todos los Campos PrimariaConvencional+ No
Convencional Entubado Sencillo Rep. Menores Peras Fluyente + SAP Existentes
2 Todos los Campos PrimariaConvencional+ No
Convencional Entubado Sencillo Rep. Menores Peras Fluyente + SAP Nvas. + Existentes
3 Todos los Campos PrimariaConvencional+ No
Convencional Agujero Descubierto Sencillo Rep. Menores Peras Fluyente + SAP Existentes
4 Todos los Campos PrimariaConvencional+ No
Convencional Agujero Descubierto Sencillo Rep. Menores Peras Fluyente + SAP Nvas. + Existentes5 Todos los Campos Primaria No Convencional Entubado Sencillo Rep. Menores Peras Fluyente + SAP Existentes6 Todos los Campos Primaria No Convencional Entubado Sencillo Rep. Menores Peras Fluyente + SAP Nvas. + Existentes7 Todos los Campos Primaria No Convencional Agujero Descubierto Sencillo Rep. Menores Peras Fluyente + SAP Nvas. + Existentes
Escen. CampoPozos
Total 8 Casos
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Modelo EconómicoÉbano Panuco Cacalilao
** Combinado (Riesgo cualitativo + cuantitativo)
Escenario
Antes de Impuestos
Índice de Riesgo Ponderado (IRP)
Antes de Impuestos
VPN(MMPesos) VPN/VPI σVPN (MMPesos)
*Factor de Riesgo **Combinado
(MMPesos)
Cartera 29,061.00 2.42 280.11 2.34 655.46
Esc- 1 32,571.70 3.18 302.83 2.49 754.05
Esc- 2 34,064.23 3.58 304.62 2.53 770.69
Esc- 3 IAV 32,385.23 2.98 349.66 2.97 1,038.49
*Factor de Riesgo Combinado= σVPN (MMPesos) x IRP
σ = Desviación estandarμ = Media
CarteraEsc 1
Esc 2
Esc 3 IAV
26,000
28,000
30,000
32,000
34,000
36,000
200 400 600 800 1,000
Ren
tabi
lidad
VP
N (M
MP
esos
)
Riesgo Combinado (MMPesos)
VPN vs Riesgo CombinadoAntes de Impuestos
35,000 40,000 45,000 50,0002.202.402.602.803.003.203.403.60
Cartera Esc 2
Esc 3 IAV
VPN/VPI vs VPNAntes de Impuestos
VPN (MMPesos)
Efi
cie
ncia
(V
PN
/VP
I)
200 700 1,200 1,700 2,200 2,70035,000
40,000
45,000
50,000
55,000
Cartera Esc 2
Esc 3 IAV
VPN vs Riesgo CombinadoAntes de Impuestos
Riesgo Combinado (MMPesos)
Renta
bilid
ad V
PN
(M
M-
Pesos)
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• A pesar que el proyecto duplico sus inversiones en los últimos tres años, fue necesario para lograr revertir la declinación de la producción y la restitución de las reservas e incluso incrementarlas a niveles que nunca había tenido el proyecto.
• Para lograr que el proyecto empezara a ver buenos resultados era necesario resolver muchos problemas que se habían agravado por muchos años (Pasivo ambiental, mantenimiento a instalaciones, taponamiento de pozos, etc.)
• Con los resultados obtenidos has la fecha se ha validado el potencial del proyecto y lo certifica las reseras obtenidas en los últimos años. Además se han cuantificando los riesgos e identificado las oportunidades que asegurara mejores resultados, en términos de producción, de factor de recuperación y de rentabilidad
• En base a lo anterior el proyecto se esta documentando con la metodología FEL, para garantizar la evaluación de múltiples alternativas de explotación.
• A la fecha se cuenta con la etapas FEL I y FEL II concluidas y esta última en etapa de dictaminación.
• Una vez dictaminada la fase FEL II se solicitará un cambio de monto y alcance del proyecto ya que el incremento en las reservas certificadas y localizaciones generadas, hacen que se requieran recursos adicionales para su explotación y perforación respectivamente.
Conclusiones