Campos Maduros Pemex

7/21/2019 Campos Maduros Pemex

http://slidepdf.com/reader/full/campos-maduros-pemex 1/38



Establecer una metodología para

la evaluación y reactivación de

los campos maduros en base a

criterios definidos para su

reactivación mediante el uso de

métodos de recuperación

secundaria y mejorada y la

diversificación de los sistemas

artificiales de producción

aplicados en campos maduros.



PAÍS DEFINICIÓN

Argentina

1. Aquellos yacimientos que se encuentran en su curva de declinación luego de haber alcanzado su

pico de producción.

2. Aquellos yacimientos que han caído por debajo del límite económico de rentabilidad luego de

transcurridos los períodos de recuperación primaria y secundaria y requieren de un proceso de re-inversión.

ColombiaUn campo pasa a la categoría de maduro cuando comienza a declinar el máximo de producción que ha

alcanzado y para mantener sus niveles se requiere aplicar métodos, como la inyección de agua que

mantenga la presión desplazando los hidrocarburos hacia los pozos, minimizando su declinación.

Ecuador Aquellos de baja prioridad operacional o económica considerados así, por encontrarse lejanos a la

infraestructura de PETROECUADOR, por contener crudo de baja gravedad (crudo pesado), o por

necesitar técnicas de recuperación excesivamente costosas.



Criterio Referencias

Externas (2000)

Ley Federal deDerechos

(2007)

STE(2008)

SPyE(2009)

Plan de Negocios(2010)

Condicióndel campo

• Un porcentaje

significativo de

pozos cerrados

en relación con

los pozos enoperación

• Campos con

requerimientos

de tecnología

especializada

• Número de pozos

cerrados mayor al de

pozos en operación

• Pozos sin producción pero

susceptibles de reactivar• Campos con desarrollo

diferido

Límite deproducción

• Producción

promedio por

pozo no mayor a

300 bpced

• Producción por

campo menor a

12,000 bpd

• Producción por campo

menor a 1,000 bpced

Costos yrentabilidad

• No es

económicamente

viable para desarrollar

• La definición también

se relaciona con el

portafolio y la

capacidad económica,

técnica – o un

mandato regulatorio

• Costo de

producción

mayor a

US$13.5/bpce

• Bajo índice de

rentabilidad

• Altos costos de

producción

• Costo de

producción mayor

a US$10/bpce

• Costo total mayor

a US$20/bpce

• Solo es rentable

antes de

impuestos

• Costos de producción

mayor a US$15/bpce



“ Para PEMEX Exploración y Producción (PEP) un Campo

Maduro es aquel al que no se le asignan recursos suficientes

por tener bajos índices de rentabilidad, altos costos de

producción así como requerimientos de tecnología

especializada”



P r o d u c c i ó n d e a

c e i t e

Grado de explotación

20% 40% 100%



TIPO DE RECUPERACIÓN FACTOR DE RECUPERACIÓN (%)

Recuperación primaria 2 al 30

Recuperación secundaria 30 al 40

Recuperación mejorada, que puede ser o

no económica > 40

Yacimientos de gas 70 al 80

Inyección de vapor 30 al 50

Debido a la diversidad de las características petrofísicas y complejidad entre los campos, varían considerablemente

los factores de recuperación de aceite .



Tiempo

$

Ingresos Costos deProducción Factor deRecuperación Abandono

Ingresos

Costos de

Producción



Características principales:

Vida de producción mayor a 30 años.

Bajos factores de recuperación.

Avanzado estado de agotamiento.

Altos porcentajes de declinación de producción.

Pozos inactivos, y los activos presentan problemas para producir.

No se han realizado nuevas perforaciones, ni reparaciones de

pozos en los últimos años, o se han realizado muy pocos.

Limitado uso de nuevas tecnologías.

Muy baja ó casi nula asignación de recursos.



Se puede determinar también un “factor de

madurez” que se define como una relación de

la producción y su producción acumulada en

diferentes años de la vida productiva del

campo.

Se calcula mediante la siguiente fórmula :



A lo largo de su historia, PEMEX ha descubierto más de 958 camposproductores de hidrocarburos.

958

418

540

Camposdescubiertos

CamposProductores y no

productores

Campos

descubiertos

Camposproductores

Campos no

productores



El 80% de la producción fue aportada por tan sólo 28 campos, que representan

aproximadamente el 6.7 % del total de campos productores.

418390

28

20%

80%

Campos productores Producción total*

Campos productores

Número de campos de

menor productividad

Número de campos de

mayor productividad

20% de la produccióntotal

80% de la producción

total

*Producción 2009



Por otro lado, se observa una clara tendencia de declinación en la producción de

aceite (del orden del 6.7% anual), debido a que la mayoría de los principalescampos en explotación se encuentran en la etapa madura de su vida productiva .

2010 2013



(Fuente: BP Statistical Review)

* Tasa anual de crecimiento compuesta

**Indice de madurez Recuperación Final: Producción total acumulada + reservas remanente 2P



0

5

10

15

20

25

30

35

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

CAMPOS DESCUBIERTOS

(Fuente: Anuario Estadístico 2012 PEMEX)



(Fuente: Datos de SIE-SENER.)

Mmbd

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

2 0 0 1

2 0 0 2

2 0 0 3

2 0 0 4

2 0 0 5

2 0 0 6

2 0 0 7

2 0 0 8

2 0 0 9

2 0 1 0

2 0 1 1

2 0 1 2

2 0 1 3

2 0 1 4

2 0 1 5

2 0 1 6

Petroleo Crudo Inversión

Mayor inversiónpara mantener laproducción



Canalización y producción de fluidos indeseables.

Bajas eficiencias de desplazamiento y barrido .

Baja productividad de los pozos.

Falta de presión a nivel de pozo y yacimiento.

Infraestructura sobredimensionada y cercana al

término de su vida útil.

Altos costos de producción.



¿El campo esrentable después

de impuestos?

¿El campo esejecutable por PEP

(capacidad deejecución presupuestal

y organizacional)?

PEP ejecuta elcampo

Se ejecuta el campocon un Nuevo

Modelo de Negocio

¿El campo es rentableantes de impuestos?

¿El campo seríarentable bajo la

administración deun tercero? El campo no se

ejecuta

SI

NO

SI

NO

¿El campo esejecutable por PEP

(capacidad deejecución presupuestal

y organizacional)?

PEP ejecuta elcampo


Modelo de Negocio


Modelo de Negocio

SI

NO

SI

NO

SI

NO



Los retos que se han identificado para establecer el proceso de

reactivación de un campo maduro, se necesitan habilidades

especiales, como las siguientes:

Re-interpretar datos sísmicos.

Entender las complejas fuerzas geomecánicas que actúan en elyacimiento.

Realizar análisis detallados de los escenarios bajo condiciones de

incertidumbre para producir el plan que mejor se adapte a sus

objetivos.

Identificar zonas que se han dejado de lado.

Determinar volúmenes de aceite residual, económicamente

recuperable.

Sintetizar los registros petrofísicos precisos de los pozos cercanos.

Determinar saturaciones de agua, porosidades y permeabilidades.

Diseñar programas de perforación infill en zonas identificadas como

potenciales.…



Cont…

Optimizar los equipos en pozos e instalaciones superficiales de

explotación.

Establecer programas oportunos de mantenimiento a ductos e

instalaciones.

Diversificación de los Sistemas Artificiales de Pozos

Diseñar y aplicar programas especiales de estimulación de pozos.

Mejorar la conductividad de las fracturas.

Maximizar la producción desde el subsuelo a la superficie.

Usar técnicas de perforación y terminación bajo balance.

Reducir la producción de agua. Reducir los tiempos y costos de la perforación e intervención de

pozos.

Obtener oportunamente permisos ambientales.

Establecer plan y programas de desarrollo sustentable.

Entre otros...



RECUPERACIÓN PRIMARIA

FLUJO NATURAL SISTEMAS ARTIFICIALES DE PRODUCCION (SAP)

Bombeo Mecánico (BM)

Bombeo Neumático (BN)

Bombeo De Cavidades Progresivas (BCP)

Bombeo Electro Centrifugo (BEC)

Bombeo Hidráulico (BH)

Embolo Viajero

DESPLAZAMIENTO

RECUPERACIÓN SECUNDARIA

MANTENIMIENTO DE PRESIÓN

Inyección De Agua

Inyección De Gas

Por Agua

Por Gas

RECUPERACIÓN TERCIARIA

MISCIBLES/INMISCIBLES QUÍMICOS

Hidrocarburos

CO2

Nitrógeno

Gas De Combustión

Alcalinos

Polímeros

Polímeros Microbianos

Espumas

TÉRMICOS

Combustión In Situ

Inyección Cíclica De Vapor

Desplazamiento De Vapor

Desplazamiento De Agua Caliente

R E C U P E R A C

I Ó N C O N V E N C I O N A L

R E C U P E R A C I Ó N M E J O R A D A



Mejorar el conocimiento del yacimiento

Empleando técnicas como sísmica y toma de registros de pozos se puede

tener una mejor idea de las características de la formación.

Ejemplo: presencia de heterogeneidades

como la presencia de fallas, capas con

diferente permeabilidad



Modelamiento total del Sistema

El análisis de redes permite encontrar

cuellos de botella, mejorar las

condiciones de operación de los equipos

(separadores, compresores, bombas,

etc.), y evaluar el impacto a los cambios

en la operación en los pozos como de las

instalaciones de explotación.



Análisis Nodal

Objetivos :

1. Optimizar el sistema de producción.

2. Verificar cada componente del sistema

de pozo para determinar las perdidas

de presión



Diversificación de los SAP

Cambios importantes y frecuentes que

modifican considerablemente las producciones

de un pozo COMO son los sistemas artificiales:

• Instalar o cambiar un método de

levantamiento artificial

• Cierre de algunos de pozos con alto % de

agua

• Selección y diseño de los SAP

• Evaluar nuevas tecnologías

• Cambiar los tamaños de los equipos de

SAP en superficie.

APAREJO DE CAVIDADES

PROGRESIVAS

HIGHLAND

BCP Fluyentes

BM

BN



Perforación Infill

Otra de las técnicas para

aumentar el factor de

recuperación de un campo es

la propuesta de perforación de

pozos intermedios (perforación

INFILL), con esta técnica se

logrará efectuar un barrido de

las zonas que potencialmente

tienen aceite.Pozo exploratorio

Pozo Productor

Pozo Cerrado

Pozo intermedio (infill)



Inyección de AguaLa inyección de agua es el proceso por el cual el aceite es desplazado hacia

los pozos de producción por el empuje del agua. Esta técnica no es usada

en campos petroleros que tienen un empuje natural de agua.



Inyección de Gas

La inyección de gas para incrementar

la productividad de los pozos es

usualmente definido como

mantenimiento de presión del campo,

en un proceso para incrementar la

recuperación de hidrocarburos puede

ser clasificado como un proyecto de

recuperación mejorada.



Inyección de Vapor

Generalmente en yacimientos con aceite extrapesado, una vez que la producción en

frío ha alcanzado su límite económico, el próximo paso es generalmente la

recuperación asistida mediante inyección de vapor. La técnica de inyección de vapor

consiste en estimular los pozos productores con inyección de vapor por ciclos para

su posterior explotación mediante la implantación de un sistema artificial.



G a s t o

d e A

c e i t e

Tiempo



RECOPILACION,CLASIFICACION YVALIDACION

ESTUDIOSESPECIALES

IDENTIFICACIONDEL POTENCIAL

EVALUACIONFINANCIERAPRELIMINAR

Conforme los

datos sonrecolectados,

surgen nuevas

interrogantes.

Se elaboran

estudios con losque se visualiza

de manera mas

clara el campo.

De acuerdo a lo

evaluado conanterioridad se

reconoce y

valida el

potencial con el

que aun cuenta

el campomaduro.

Se visualiza la

rentabilidad dela reactivación.



• Área : 13.01 Km2

• Localización: A 8 km al W de la Cd. de

Villahermosa, Tabasco

• Acceso: Carretera federal Villahermosa-

Cardenas, a la altura del Km 6+500 parte

de un camino pavimentado de 2.45 Km,que da acceso al Campo.

• Descubrimiento: 1962

Carrizo 1, (productor aceite y gas ,

14 ° API, intervalo 1464 - 1477 m)

• Pozos perforados: 43• Mecanismo de producción:

recuperación primaria

• Cierre del Campo: en Diciembre de

1999; teniendo una producción de

857 bpd.

CampoCarrizo



Concepto Unidad

Superficie 13.01 Km2

PozosPozos perforados 43Pozos en operación 0

Campo Carrizo

Reservastotales

al01 ENERO 2010

51.1 mmbpce

Tipo de HCAceite negroPesado (22 °API) yExtra-pesado (7-12°API)

Producción actual Campo cerrado

Reforma energética :Nuevos modelos de ejecución

http://d/AIPM/AIPM%202013/Reforma%20Energetica%20Presentaci%C3%B3n.pptx



• Plan de reactivación inmediata 15 oportunidades identificadas

• Definición de reentradas

Terminaciones• Definir los diseños óptimos de terminaciones

• Perforación de pozos no convencionales

• Optimización en los tiempos y costos de perforación

Modelos

geológicos

• Adquisición de información sísmica 3D

• Caracterización estática y dinámica de las arenas• Generación de nuevas localizaciones

Reparaciones

mayores

Instalaciones• Uso de las instalaciones existentes

• Mantenimiento de las instalaciones existentes y construcción de

infraestructura para pozos nuevos

• Diversificación de los sistemas artificialesSAP

Aplicación detecnologías paracrudos pesados

• Inyección de vapor

• Empleo del bombeo multifásico

• Definición de ubicación de interconexiones y selección de tipo de

medidores.Medición de Hcs.

• Armonía con la comunidad, desarrollo sustentableAspectos sociales



Instalaciones

Distancias

Comunidades

TramoDist.(km.)

Condiciones

Libramiento arco noreste

(de circuito del golfo -4.1

Asfaltado en buenas

condiciones

Acceso a Cia.

Schulumberguer – Arco

noreste

4.4Terracería en malas

condiciones

Entrada a PEMEX, Agenciade ventas

1.8 Pavimentado en condicionesregulares

Circuito del golfo (Vhsa. -

arco noreste)4.5

Pavimentado en buenas

condiciones

Simbología de caminos

Acceso a Cía. Schulumberger

Circuito del Golfo

Caminos Vecinales

Arco Noreste Vhsa.

Acceso a Agencia de Ventas

Restringida

Condicionada a POEET

Autorizada

Condicionada a Estudios de Factibilidad Ecológica

SOCIAL:

Conflictividad

RiesgosSindicatos

MuyAlta

Alta Media Baja SinConflicto

NNacajuca

Centro

1.74 km.

1.45 km.

2.37 km.

1.21 km.

1.25 km.

1.78 km.

2.0 km.

4.5 km.

1.65km.

5.15km.(a Vhsa.)

1.4 km.231-24-10 Has

Área expropiada

Responsable: Usufructuarios de caminos deacceso y localizaciones / VecinosCausa Probables: Confrontación legal /inconformidad de intervención

AMBIENTAL

Entorno

Zona poblacional

Zona

poblacional

Zona poblacional

Partida

Militar

Agencia

de

ventas

Zona

industrial

Ampliación

de

Zona

industrial

Zona

poblacional

Zona

poblacional

Zona

poblacional

U.A.G.

Zona poblacional

Zona poblacional

Schlumberger

Corredor urbanoindustrial No.3



+

Posible proliferación de

sindicatos 25

7

24

12

2

15

13

8

201

3 38

1 y 1D16

17 y 17D

9

14

6 11

21 y 21D5

1036

43 y 44

42

35

37 y 40

419

30 y 39

31

2022

32

41

BATERÍA

23

Anacleto Canabal 3ª

Lázaro Cardenas 1ª

Polígono Operacional

= De interés / Normal

= De interés / En Juicio

= De interés / Expropiado= Taponado / Normal

SIMBOLOGÍA(Relleno= situación operativa

Contorno: situación Legal)

Unidad de Administración de Asuntos

Externos y Comunicación, Región Sur.Coordinación de Programación y Diagnósticos.

SITUACION ACTUAL

PERMISOS DE PASOS



El 70% de la producción mundial acumulada proviene de campos que cuentan con grandes reservas

Más del 48% de la producción mundial proviene de campos maduros con más de 30 años de explotación, es decir,

contienen la mitad de las reservas mundiales de crudo, sin embargo, virtualmente dos tercios del crudo en estos campos

y un tercio del gas no se recupera.

La estrategia para aumentar el FR : es realizar estudios de factibilidad para la aplicación de sistemas de recuperación

secundaria y mejorada, reingeniería de los pozos, diversificación de sistemas artificiales y la aplicación de nuevas

tecnologías en pozos e instalaciones.

Actualmente muchos de estos campos operan, utilizando la tecnología implementada en la etapa desde su desarrollo

original.

A menudo, las compañías petroleras consideran, dado el potencial limitado de los recursos, tratar campos que

proporcionen producciones viables y mayores,

Antes de tomar la decisión de cerrar o abandonar un campo, se deberá de concientizar efectuar los análisis técnicos y

económicos para evaluar la rentabilidad del campo con la reserva remanente, por supuesto incluyendo; procesos de

recuperación secundaria, mejorada, diversificación de los sistemas artificiales de producción de pozos así como la

aplicación de nuevas tecnologías en pozos e instalaciones con la finalidad de aumentar el factor de recuperación.

Con sólo recuperar el 1% del petróleo que todavía no se ha podido extraer de los yacimientos en producción desde hace

30 años, las industrias de hidrocarburos del mundo obtendrían unos 10 mil millones de barriles de crudo adicionales

(1.600 millones de metros cúbicos) equivalentes al volumen mundial de reservas.

Los futuros Líderes de la industria petrolera están aquí en México

Hay muchas oportunidades para que el



Hay muchas oportunidades para que elgobierno, los empresarios, trabajadores y

la población se beneficien . . .

Campos Maduros Pemex

Documents

Transcript of Campos Maduros Pemex