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El futuro de los Campos Maduros en México

“Un reto y una oportunidad"

26 Marzo, 2014

M. en I. Miguel Ángel Lozada Aguilar

• 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

¿Por qué invertir en campos maduros?

La gran oportunidad de los campos maduros en México

Algunos ejemplos exitosos en México y en el mundo

Inversión, conocimiento y aplicación oportuna de tecnología, el gran reto

Conclusiones

Contenido

1




y Producción

¿Por qué invertir en campos maduros?

2




y Producción

Presió

n

Tiempo ( Años)

Qo

,Qw

, Q

g

JovenDesarrollo Maduro

3

Evolución en la madurez de un campo petrolero

México




y Producción

Pronósticos de producción mundial

Comportamiento y predicciones de la producción mundial

4




y Producción

-20

-15

-10

-5

0

5

10

15

20

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

120

130

140

1900 1910 1920 1930 1940 1950 1960 1970 1980 1990 2000 2010 2020 2030 2040 2050

PIB

PO

RC

EN

TU

AL

MM

M P

ER

SO

NA

S

MM

BP

D

US

D

AÑOS

CRECIMIENTO POBLACIONAL DEMANDA DE CRUDO

PRODUCCIÓN CRECIMIENTO POBLACIONAL FUTURO

PRONÓSTICO DEMANDA DE CRUDO PRONÓSTICO P10 TRENDLINES

PRONÓSTICO P50 OPEC PRONÓSTICO P90 EIA

PRECIO DEL PETRÓLEO PIB BANCO MUNDIAL

Demanda y producción de aceite mundial

5




y Producción

0

20

40

60

80

100

120

140

0 20 40 60 80 100 120 140

US$/bbl

Barrels of oil equivalent (Millions)

Other

OPEC

Other

conventional

crudes Venezuelan

Heavy Crude

Deep

Waters

Artic

Biofuel (Sugar cane based)

Oil Shale

Tar sands (in situ)

GtL

CtL

Renewable

Energy

Conventional

Emerging

Unconventional

Conventional crudes

August 2014

January 2015

Biofuel U.S.

(Corn based)

Tar sands (mining)

Source: Research and analysis Ainda with information from : Van Vactor Samuel. Introduction to the Global Oil and Gas Business. Pennwell, 2010

Cantarell

Campos

maduros

6

Costos de operación por tipo de yacimiento




y Producción

La gran oportunidad de los campos maduros en México

7




y Producción

Distribución de campos en México por madurez del Proyectorespecto a recuperación de reservas 2P

8

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

0% 20% 40% 60% 80% 100%

Np/

Res

.2P

% Rec

16%

11%

73%

C. Jovenes

C. en Desarrollo

C. Maduros

Reserva Remanente 2P por

Clasificación de madurez de Campos

54%

14%

32%

% de campos por madurez

Fuente: Cédulas Oficiales a 1º enero 2014

Panorama nacional de campos maduros

C. Jóvenes

C. En Desarrollo

C. Maduros

16%

11%

73%

C. Jovenes

C. en Desarrollo

C. Maduros




y Producción

Índice geotécnico y FR de la calidad de los yacimientos

A = Factor de compartamentalizaciónB = Índice de transmisibilidadC = Factor de profundidad, variando entre 1,000 y 10,000 mn = Coeficientes de ponderación

GTI™ = nA ∙ A + nB ∙ B + nC ∙ C

9




y Producción

10

Relación de Reserva 2P disponible en el tiempo para campos maduros de México

1 10 100 1000 10000 100000

Cuichapa-Poniente; 35 %Riachuelo; 46 %

Sur Chinampa Norte de Amatlán; 30 %Tamaulipas Constituciones; 9 %

Bellota; 29 %Marsopa; 28 %

Ogarrio; 14 %Palangre; 13 %

Castarrical; 24 %Tamaulipas Constituciones; 9 %

Corcovado; 29 %Atún; 13 %

San Andrés; 27 %Altamira; 9 %

Magallanes-Tucán-Pajonal; 19 %Puerto Ceiba; 33 %

Batab; 15 %Paredón; 29 %

Soledad Norte; 8 %Sen; 36 %

El Golpe; 31 %Arenque; 16 %

Sinán; 21 %Pánuco; 9 %Bellota; 29 %

Cárdenas; 49 %Cacalilao; 10 %

Magallanes-Tucán-Pajonal; 19 %Edén-Jolote; 31 %

Cárdenas; 49 %Santuario; 25 %

Chinchorro; 28 %Mora; 42 %

Ébano Chapacao; 10 %Ébano Chapacao; 10 %

Tamaulipas Constituciones; 9 %Abkatún; 43 %Ogarrio; 14 %

Arenque; 16 %Abkatún; 43 %

Poza Rica; 30 %Oxiacaque; 14 %

Cunduacán; 32 %Íride; 36 %

Samaria; 42 %Jujo-Tecominoacán; 31 %

Otros; 34 %Akal; 42 %

Reserva Remanente (mmb)

Res. Rem. 2P= 5,673 mmb

Mejoramiento de laProducción= 8,620 mmb

Incremental EOR= 3,695 mmb

46 %20 %31 %44 %

12 %

12 %55 %

39 %35 %57 %

22 %19 %44 %11 %

26 %

42 %20 %

10 %57 %34 %

9 %35 %22 %

34 %37 %11 %30 %

19 %

37 %20 %14 %28 %

15 %

32 %11 %

27 %38 %51 %

19 %

19 %62 %

46 %42 %64 %

29 %26 %51 %18 %

33 %

49 %27 %

17 %64 %41 %

16 %42 %29 %

41 %44 %18 %37 %

26 %

44 %27 %21 %35 %

22 %

39 %18 %

50 %30 %42 %

51 %56 %39 %

57 %37 %49 %

58 %63 %

18 %

19 %33 %34 %

11 %30 %70 %36 %

20 %

26 %40 %41 %

18 %37 %77 %43 %

0 20 40 60 80 100

otros

Paredón

Sur Chinampa Norte de Amatlán

Cuichapa-Poniente

San Andrés

Mora

Ogarrio

Chinchorro

Altamira

Magallanes-Tucán-Pajonal

Puerto Ceiba

Sen

Abkatún

Edén-Jolote

Sinán

Cárdenas

Tamaulipas Constituciones

Santuario

Bellota

El Golpe

Ébano Chapacao

Ébano Chapacao

Poza Rica

Riachuelo


Palangre

Soledad Norte


Ogarrio


Bellota

Cárdenas

Abkatún

Arenque

Corcovado

Akal

Cacalilao

Samaria

Batab

Pánuco

Jujo-Tecominoacán

Marsopa

Castarrical

Íride

Arenque

Atún

Cunduacán

Oxiacaque

Relación Reserva/Producción (años)

~60 Campos

Fro

Actual

Fro

Final

46 %

36 %30 %

54 %

22 %

22 %65 %

49 %45 %67 %

32 %29 %54 %21 %

36 %

52 %30 %

20 %67 %44 %

19 %45 %32 %

44 %47 %21 %40 %

29 %

47 %30 %24 %38 %

25 %

42 %21 %

60 %40 %52 %

61 %66 %49 %

20 %

29 %43 %44 %

21 %40 %80 %46 %

41 %

35 % 42 % 45 %F.R. Promedio Ponderado:

Fuente: Cédulas Oficiales a 1º enero 2014

1 10 100 1000 10000 100000

Cuichapa-Poniente; 35 %Riachuelo; 46 %

Sur Chinampa Norte de Amatlán; 30 %Tamaulipas Constituciones; 9 %

Bellota; 29 %Marsopa; 28 %

Ogarrio; 14 %Palangre; 13 %

Castarrical; 24 %Tamaulipas Constituciones; 9 %

Corcovado; 29 %Atún; 13 %

San Andrés; 27 %Altamira; 9 %

Magallanes-Tucán-Pajonal; 19 %Puerto Ceiba; 33 %

Batab; 15 %Paredón; 29 %

Soledad Norte; 8 %Sen; 36 %

El Golpe; 31 %Arenque; 16 %

Sinán; 21 %Pánuco; 9 %Bellota; 29 %

Cárdenas; 49 %Cacalilao; 10 %

Magallanes-Tucán-Pajonal; 19 %Edén-Jolote; 31 %

Cárdenas; 49 %Santuario; 25 %

Chinchorro; 28 %Mora; 42 %

Ébano Chapacao; 10 %Ébano Chapacao; 10 %

Tamaulipas Constituciones; 9 %Abkatún; 43 %Ogarrio; 14 %

Arenque; 16 %Abkatún; 43 %

Poza Rica; 30 %Oxiacaque; 14 %

Cunduacán; 32 %Íride; 36 %

Samaria; 42 %Jujo-Tecominoacán; 31 %

Otros; 34 %Akal; 42 %

Reserva Remanente (mmb)

Res. Rem. 2P= 5,673 mmb

Mejoramiento de laProducción= 8,620 mmb


46 %20 %31 %44 %

12 %

12 %55 %

39 %35 %57 %

22 %19 %44 %11 %

26 %

42 %20 %

10 %57 %34 %

9 %35 %22 %

34 %37 %11 %30 %

19 %

37 %20 %14 %28 %

15 %

32 %11 %

27 %38 %51 %

19 %

19 %62 %

46 %42 %64 %

29 %26 %51 %18 %

33 %

49 %27 %

17 %64 %41 %

16 %42 %29 %

41 %44 %18 %37 %

26 %

44 %27 %21 %35 %

22 %

39 %18 %

50 %30 %42 %

51 %56 %39 %

57 %37 %49 %

58 %63 %

18 %

19 %33 %34 %

11 %30 %70 %36 %

20 %

26 %40 %41 %

18 %37 %77 %43 %

0 20 40 60 80 100

otros

Paredón

Sur Chinampa Norte de Amatlán

Cuichapa-Poniente

San Andrés

Mora

Ogarrio

Chinchorro

Altamira


Puerto Ceiba

Sen

Abkatún

Edén-Jolote

Sinán

Cárdenas


Santuario

Bellota

El Golpe

Ébano Chapacao

Ébano Chapacao

Poza Rica

Riachuelo


Palangre

Soledad Norte


Ogarrio


Bellota

Cárdenas

Abkatún

Arenque

Corcovado

Akal

Cacalilao

Samaria

Batab

Pánuco

Jujo-Tecominoacán

Marsopa

Castarrical

Íride

Arenque

Atún

Cunduacán

Oxiacaque

Relación Reserva/Producción (años)

~60 Campos

Fro

Actual

Fro

Final

46 %

36 %30 %

54 %

22 %

22 %65 %

49 %45 %67 %

32 %29 %54 %21 %

36 %

52 %30 %

20 %67 %44 %

19 %45 %32 %

44 %47 %21 %40 %

29 %

47 %30 %24 %38 %

25 %

42 %21 %

60 %40 %52 %

61 %66 %49 %

20 %

29 %43 %44 %

21 %40 %80 %46 %

41 %

35 % 42 % 45 %F.R. Promedio Ponderado:

Res. Rem 2P= 5,673 mmb

Mejoramiento de la Producción= 8,620 mmb


N = 123,150 MMB

FR= 31%




y Producción

Algunos ejemplos exitosos en México y en el mundo

11




y Producción

Caso de Éxito: Campo Troll, Noruega

12




y Producción

Caso de Éxito: Campo Shaybah, Arabia Saudita

0

2

4

6

8

10

12

14

16

Declinación(%)

Corte deAgua (%)

Producción(BPD)

Contacto delyacimiento

(km)

Desempeño de los pozos multilaterales (MRC) de Shaybah

Antes de MRC Depués de MRC Total de pozos MRC

UbicaciónÁrea desértica de la Península de Arabia Saudita llamado Rub’al Khali. Operado por la compañía petrolera Saudi Aramco. Esel campo más grande desarrollado en los últimos 20 años.

Fuente: SPE/IADC105141,85307,81487. SPE Productions & Operations, November 2008.

13




y Producción

14

Caso Proyecto Jujo-Tecominoacán

Fuente: GM Esptas. Tec. Diseño de Proyectos, Jujo-Tecominoacán

0

50

100

150

200

250

300

350

0

20

40

60

80

100

120

140

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Qo

(m

bp

d)

Qo (mbpd) Fw (%) Qg (mmpcd) Exponencial (FD)

Qg

(M

MP

CD

) F

w(%

)

• Caída de la presión delyacimiento

• Irrupción de agua y gas

Tecnologías para la mejora de la producción (IOR)

• Administración integrada de yacimientos• Inyección de gas y nitrógeno• Terminación de pozos con colas extendidas• Optimización de SAP• Optimización de la productividad de pozos

Qo

(M

MB

PD

)




y Producción

Caso Proyecto Complejo Antonio J. Bermúdez

15

Fuente: GM Esptas. . de Diseño de Proyectos, Complejo Antonio J. Bermúdez

• Caída de presión del yacimiento• SAP y aparejos ineficientes• Irrupción de agua y gas

• Administración integrada de yacimientos• Inyección de agua y gas• Pozos intermedios• Pozos no convencionales• Optimización de SAP• Optimización de la Productividad

0

100

200

300

400

500

600

0

50

100

150

200

250

300

350

400

1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013

Qo

(m

bp

d)

Qo Qg (mmpcd) Exponencial (FD)

Qg

(mm

pc

d)


Qg

(M

MP

CD

)

Qo

(M

MB

PD

)




y Producción

16

Caso Proyecto Ogarrio-Magallanes

Fuente: GM Esptas. Tec. Diseño de Proyectos, Ogarrio-Magellanes

• Desconocimiento geológico• Agotamiento de reserva• Caída de presión• Ineficiencia de sistemas

artificiales

• Administración integrada de yacimientos• Sísmica 3D• Perforación de pozos en bloques aledaños• Desarrollo acelerado• Pozos horizontales• Optimización de SAP

Qg

(mm

pc

d)

0

20

40

60

80

100

120

140

0

20

40

60

80

100

120

140

1979 1981 1983 1985 1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013

Qo

(m

bp

d)

Qo (mbpd) Qg (mmpcd) Exponencial (FD)


Qg

(M

MP

CD

)

Qo

(M

MB

PD

)




y Producción

17

Caso Proyecto Akal

• Caída del gasto promedio por pozo• Flujo dominado por matriz• Agotamiento de reserva en

fracturas• Irrupción de gas y agua

• Administración integrada de yacimientos• Perforacion de pozos en zonas dulces• Colas instrumentadas• Monitoreo de ventana• Doble despazamiento por aplicar

Fuente: GM Esptas. Tec. Diseño de Proyectos, Campo Akal


0

3,000

6,000

9,000

12,000

15,000

0

50

100

150

200

250

300

350

11 12 13 14

Ace

ite A

cum

ulad

o(M

Mbl

s)

Qo

(M

bp

d)

Qo (Mbbl/d) Aceite Acumulado (MMbbl)

Np

(M

MB

LS

)

Qo

(M

MB

PD

)




y Producción

18

Caso Proyecto Ek-Balam

• Caída drástica de la presion• Arenamiento en pozos• Yacimiento en JSO volumétrico• Falta mantenimiento de presión

• Administración integrada de yacimientos• Mantenimiento de presión con agua de mar• Certificación de reservas• Desarrollo de brecha• Pozos horizontales en JSO

Fuente: GM Esptas. Tec. Diseño de Proyectos, Ek-Balam





y Producción

19

Caso Proyecto Sihil

• Incertidumbre del modelo estático y dinámico.

• Perforación de pozos difícil• Falta de infraestructura de

producción

•Administración integrada deyacimientos•Desarrollo de brecha•Instalación de infraestructura•Mejora en la ingeniería de pozos

0

60

120

180

240

300

360

420

480

0

20

40

60

80

100

120

140

160

02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Np

(M

MB

ls)

Qo

(M

bp

d)

ACEITE TOTAL (mbpd) Np (mmbls)

Fuente: GM Esptas. Tec. Diseño de Proyectos , Campo Sihil


Qo

(M

MB

PD

)

Np

(M

MB

LS

)




y Producción

20

Caso Proyecto Ixtoc–Kambesah

• Incertidumbre del modelo geológico

• Caída de la presión del yacimiento

• Administración integrada de yacimientos

• Integración de modelo geológico• Certificación de reservas• Mantenimiento de presión• Desarrollo de nuevas áreas

0

30

60

90

120

150

180

210

240

270

300

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

99 00 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22

Np

(MM

Bls

)

Qo

(M

bp

d)

ACEITE TOTAL (mbpd) Np (mmbls)

Fuente: GM Esptas. Tec. Diseño de Proyectos, Campo Ixtoc-Kambesah

Qo

(M

MB

PD

)

Np

(M

MB

LS

)





y Producción

Inversión, conocimiento y aplicación oportuna de tecnología, el gran reto

21




y Producción

Desarrollo y Estabilización FR=2 al 30%

Mejoramiento de la ProducciónFR= 30-50%

EORFR =50-55%

Qo

Porc

enta

je d

e Co

sto

de P

rodu

cció

n

Producción

Costos

12

Implementación de

Tecnologías

• Inyección de agua• Inyección de gas• Pozos Horizontales• Infill drilling• Terminaciones con controladores de flujo• Geoperforación• Tecnología para tratamiento de agua• Campos Inteligentes• Perforación Radial• Sísmica 3D y 4D

EOR

• Procesos térmicos• Procesos de inyección de gases (Miscibles y no miscibles)• Procesos químicos• Inyección de bacterias

Grupos multidisciplinarios de Alto Desempeño

Conocimiento del Campo

Aplicación oportuna de la Tecnología

Inversión

Administración integrada de yacimientos

22

Fundamento de los campos maduros




y Producción

Distribución de eficiencia de barrido

23




y Producción

Esquema de movimiento de la ventana de aceite, parte sur del campo.

Campo Akal

24




y Producción

0

5

10

15

20

25

30

35

JUJO-TECO ABKATUN KU CAJB AKAL

MM

BLS

ESPESOR

INVADIDO=

964 MVBNM

ESPESOR

INVADIDO=

630 MVBNM

Potencial para campos maduros con drene gravitacional

N= 3,760.4

N= 5,445.6 N= 5,821.8

N=9,791.4

N= 30,434.2

FR= 31.1 %

FR= 43.3 %

FR= 44.7 %

FR= 29.9 %FR= 42.2 %

CAA Orig

6464 MVBNM

CAA Act

5500 MVBNM

CGA 5250

MVBNM ACEITE

REMANENTE

CAA Orig

3810 MVBNM

CAA Act

3180 MVBNM

CGA

NO DEFINIDO

CAA Orig

3125 MVBNM

CGA 2915

MVBNMACEITE

REMANENTE

CAA Orig

5025 MVBNM

CAA Act

4290 MVBNM

CGA 3864

MVBNM

CAA Orig

3254 MVBNM

CAA Act

2613 MVBNM

CGA 2545

MVBNM

CAA Act

2988 MVBNM

ACEITE

REMANENTE

ACEITE

REMANENTE

ACEITE

REMANENTE

ESPESOR

INVADIDO=

137 MVBNM

ESPESOR

INVADIDO=

735 MVBNM

ESPESOR

INVADIDO=

684 MVBNM

25




y Producción

Akal Doble desplazamiento

26




y Producción

Evolución del número de pozos horizontales, Canadá-México.

Rezago en la aplicación de nuevas tecnologías

Innovación y aplicación tecnológica en campos maduros

27




y Producción

Clasificación de campos por método de mantenimiento de presión

Akal

Hallazgo

Remolino

Arenque

Barcodón

Poza Rica

Tamaulipas-Constituciones

Abkatun / Pol / Chuc

Bolontiku

Cactus

Sitio Grande

Artesa

Cunduacan

Samaria

San Andrés

Chuc

May

Oxiacaque

Ku / Maloob / Zaap

JujoTecominoacán

Balam

El Golpe

Cinco Presidentes

Cuichapa

La Venta

Rodador

San Ramón

Sanchez Magallanes

Puente

Bacal

Otates

Ogarrio

Moloacan

San Andrés

Hallazgo

Remolino

Arenque

Barcodón

Poza Rica

Tamaulipas-Constituciones

Abkatun / Pol / Chuc

Bolontiku

Cactus

Sitio Grande

Artesa

Cunduacan

Samaria

6%

91%

Co2 Gas N2 Agua Sin Mantenimeinto de Presión

3%

Cam

po

s c

on

In

yecció

n d

e A

gu

a (

69%

)

Carb

on

ato

s (

67%

)

2

5

5

27

Co2 Gas N2 Agua

26

13

Carbonatos Arenas

Total de Campos :389

Con Mtto de P.:39

Sin Mtto. De P.:350

28

Fuente: Informe Anual 2009. Recuperación Secundaria y Mejorada en México. STE.




y Producción

Distribución de la producción mundial por método de recuperación

Fuente: SPE 84864 George J Stosur Oil and Gas journal, Worldwide EOR surveyOil and Gas Journal, 2010; EIA

29




y Producción

Conclusiones

30




y Producción

• Por la calidad de los campos maduros en México, se tiene el

potencial de incrementar la producción en el corto y mediano

plazo; así como su factor de recuperación final de un 7% con

tecnología para mejoramiento de producción (IOR) y de un 3%

con aplicaciones de recuperación mejorada (EOR). Esto

representa incrementar la reserva 2P de estos campos de

~6,000 a~ 18,000 MMb.

• El incremento de la producción y el factor de recuperación de

estos campos se logra aplicando las mejores prácticas en la

administración de los yacimientos, innovando y aplicando

tecnología, e invirtiendo oportunamente.

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Conclusiones




y Producción

• El gran reto es invertir y aplicar las mejores tecnologías para el

mejoramiento de la producción (IOR) a costos de producción de

menos de 20 USD/B, antes de iniciar las aplicaciones de

recuperación mejorada (EOR), en donde los costos de

producción se incrementan substancialmente y pueden llegar

hasta 30 USD/B.

• Para el mejoramiento de la producción y el incremento del

factor de recuperación, se requiere de cuantiosas inversiones.

Por ejemplo para el caso del campo Akal, tan solo la aplicación

del proceso de doble desplazamiento, requiere una inversión

de aproximadamente 55,000 MMPesos. La reforma

energética es un gran instrumento para incentivar estas

cuantiosas inversiones requeridas.

Conclusiones

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y Producción

¡Gracias!

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