XXVIII JORNADAS TÉCNICAS DE LA ASOCIACIÓN DE INGENIEROS PETROLEROS DE MÉXICO AIPM

8/18/2019 XXVIII JORNADAS TÉCNICAS DE LA ASOCIACIÓN DE INGENIEROS PETROLEROS DE MÉXICO AIPM

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Octubre 2013

Perspectivas de desarrollo para camposdescubiertos en Aguas Profundas en México

XXVIII JORNADAS TÉCNICAS DE LA ASOCIACIÓN DEINGENIEROS PETROLEROS DE MÉXICO AIPM

MÉXICO, D.F. 25 OCTUBRE DE 2013


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Programa estratégico de exploración 2008-2012 y resultados

Estrategia de exploración 2012-2016

Golfo de México Profundo

Estrategia de Desarrollo de Campos

Proyecto Lakach primer desarrollo en aguas profundasProyecto Kunah el campo de mayor reserva de gas

Campo Piklis

Proyectos Trion y MaximinoLecciones aprendidas

Comentarios finales

Contenido


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. ..

La exploración en México haevolucionado en la aplicaciónde métodos de trabajo ytecnologías, lo cual hacontribuido a descubririmportantes reservas y su

posterior explotación

Además a cuantificar losrecursos prospectivos,convencionales y noconvencionales, que permitirán

a México mantenerse como unode los principales productoresde hidrocarburos en el mundo

3

Productoras/Reservas1. Sabinas2. Burgos3. Tampico-Misantla4. Veracruz5. Sureste6. Golfo de México Profundo

Potencial medio-bajo7. Plataforma de Yucatán8. Sierra de Chiapas9. Sierra Madre Oriental10.Chihuahua11.Golfo de California12.Vizcaíno-La Purísima

PEMEX por 75 años ha explorado el país e identificado 12cuencas con potencial, de las cuales la mitad son productoras


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En Aguas Profundas, con el fin de asegurar los servicios yequipo de vanguardia, se definió una estrategia de

contratación a mediano y largo plazo

Fecha de contratación

West PegasusBicentenarioCentenarioMax SmithOcean VoyagerOcean Worker

Barco dedicado para adquisición sísmica convencional y de acimut amplioBarco de estudios electromagnéticosCuatro equipos de perforación de última generación para operar en tirantes de agua de hasta 3 mil metros

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Ago 08 – Dic 11

Jun 10 - Jun 13

Ago 11 – Ago 16

Jul 11 – Agos 16

Sep 10 – Dic 14

Ago 03 – Ago 07

Nov 07 – Dic 09

Equipo T.A. (pies)Prof. Máxima(pies)

Barco dedicado de adquisición sísmica

Ocean Worker 3.000 25.000

Ocean Voyager 3.000 25.000

Max Smith 7.000 40.000

Centenario 10.000 40.000

Bicentenario 10.000 40.000

West Pegasus 10.000 35.000

Barco estudios electromagnéticos

Oct 09 - Dic 13

Abr 13 – Nov 17La Muralla IV 10.000 35.000

La Muralla IV


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La evolución de los equipos de perforación y de las habilidadestécnicas permite hoy perforar en Aguas Ultra-Profundas

6

Worker VoyagerWorker Worker

WorkerVoyager

5 1 3 m

6 6 0 m

6 7 0 m

8 0 5 m

8 1 0 m

9 3 6 m

9 8 8 m

6 8 1 m

MaxSmith

1 2 3 0 m

VoyagerMaxSmith

1 1 2 2 m

8 5 1 m

Voyager MaxSmith

1 0 2 9 m

Voyager

7 3 9 m

MaxSmith

1 6 9 8 m

Chuktah2004

WorkerMaxSmith

1 1 9 4 m

1 9 2 8 m

MaxSmith

6 2 3 m

500 m

1000 m

1500 m

2000 m

Cent.

1 4 9 3 m

9 4 5 m

Bicent.West

Pegasus

1 1 8 6 m

500 m 1500 m N.M.AguasSomeras

AguasProfundas Aguas

Ultra-

profundas

Centenario

2 1 4 7 m

Bicent.

1 8 0 3 m

West Pegasus

2 5 3 2 m

Bicent.

2 8 7 4 m

2500 m

3000 m

Terminado

En perforación/terminación

Puskon2011

Tamil2008

Nab2008

Etbakel2008

Kabilil2009 Lalail

2007Chelem

2007Leek2009 Noxal

2005Talipau

2012 Lakach2006 Holok2009 Tamha

2008 Hux2012

Lakach2DL

2010Catamat2009

Nen2011

Labay2009

Caxa2012

Piklis2010

Kunah2012

Trion-12012

Supremus-12012

2 1 8 5 m

Kunah-1DL 2012

Aguas ultra-profundas Aguas profundas

2 9 1 9 m

2 9 1 9 m

Bicent.

Pozos en aguas profundas en México

Ahawbil

1 9 3 3 m

Centenario

Piklis-1DL

1 7 8 5 m

MurallaIV

http://www.sorenlarsen.co.nz/2005/V216_Tuamotu%20Diving%20Pics/images/Bubbles!_jpg.jpghttp://www.sorenlarsen.co.nz/2005/V216_Tuamotu%20Diving%20Pics/images/Bubbles!_jpg.jpghttp://www.sorenlarsen.co.nz/2005/V216_Tuamotu%20Diving%20Pics/images/Bubbles!_jpg.jpg


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Campo Piklis


Comentarios finales

Contenido


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. .. 8

1. Aumentar el nivel deincorporación de aceite en aguassomeras y áreas terrestres

2. Acelerar la evaluación delpotencial del Golfo de MéxicoProfundo

3. Ampliar el portafolio deoportunidades exploratorias enáreas de gas no asociado

4. Intensificar la actividad dedelimitación para acelerar eldesarrollo de reservas probadas

5. Intensificar la actividad de laevaluación del potencial del gasno asociado correspondiente algas en lutitas

Plan de Negocios de PEMEX Objetivos Estratégicos de PEP

El Plan esta conformadopor 14 objetivosestratégicos de los que sederivan 49 estrategias

Estrategias de Exploración

•Incrementar el inventariode reservas por nuevosdescubrimientos yreclasificación

•Incrementar la producciónde hidrocarburos

En el Plan de Negocios de PEMEX 2012-2016, se estableció unobjetivo y 5 estrategias principales para Exploración


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▪ Mejorar la calidad económicade los prospectoscomplementando el análisistécnico con rigor económico parala toma de decisiones

▪ Estandarizar procesos para asegurar que criterios claros seandefinidos y aplicados consistentemente

▪ Monitorear resultados , definirmetas claras de desempeño , ypermitir transparencia temprana del progreso hacia las metas

▪ Mejorar eltiempo del descubrimiento de recursos a suproducción (i.e., procesos lean)

▪ Diversificar el portafolio a áreas

nuevas con mayor recurso prospectivoy mayor complejidad (riesgo)▪ Utilizartecnología parareducir la incertidumbre deacuerdo a las leccionesaprendidas

▪ Asegurar que lossistemas/herramientascorrectas apoyan a losprocesos

▪Fomentar la eficientetransferencia deconocimiento

▪ Alinear el capital y actividades de exploración con las metas deevaluación de recursos eincorporación de reservas -desde el número de localizacioneslistas para perforar hasta elnúmero de oportunidadesgeneradas y la cantidad desísmica adquirida

▪ Medir el desempeño con énfasis

en los indicadores de generaciónde valor

▪ Asegurar que la gente indicadaestá en el proyecto/posicióncorrecta y que tienen lascapacidades necesarias.

▪ Mejorar lahabilidad paraadministrar proyectos conformela responsabilidad de ejecuciónaumenta en Exploración

Exploración comofuente de valor dePEP

Procesos

Alineaciónestratégica

Calidad ybalance delportafolio

Análisiseconómicos y

técnicosTalento1

Tecnología yconocimiento 1

1 En estas palancas la SGRT juega un rol clave

Para asegurar el cumplimiento de estas metas se identificaronlos retos principales y las acciones para afrontarlos


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. .. 10






Campo Piklis


Comentarios finales

Contenido


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. .. 11

CinturónPlegadoPerdido

Planicieabisal

CordillerasMexicanas

ProvinciaSalina del

Bravo

ProvinciaSalina del

Istmo

Escarpe deCampeche

CinturónPlegado

Catemaco

A’

A

A’ (SE) A (NW)

Plataformade Yucatán

Planicie Abisal Provincia Salina delIstmoProvincia Salina delBravo

Cinturón

PlegadoPerdidoEscarpe deCampeche

Se encuentra entre tirantes de agua mayores a

500 m,La exploración inició a principios de losnoventa y de manera sistemática en 2002,terminándose el primer pozo en 2004

Siete provincias geológicas, con rocasgeneradoras del Jurásico y almacenadoras delTerciario y Mesozoico; destacan por sucomplejidad las provincias afectadas portectónica salina

Características del Golfo de México Profundo


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Los datos sísmicos y los estudios regionales han jugadoun rol fundamental para dar certidumbre a su potencial

12

Se cuenta con alrededor de 97,000km de sísmica 2D, de los cuales15,000 km son de offset largo

Se han adquirido más de 130,000km2 de sísmica 3D, cubriendo lamayor parte de las áreas de interés

Del total de la sísmica 3D, el 65%se ha realizado con el barcodedicado

A la fecha se han perforado 25

pozos


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. .. 13

Productor comercial

Productor no comercial / improductivoEn perforación / terminación

Al norte en el proyecto Área Perdido,

que abarca las áreas del CinturónPlegado Perdido y Cinturón Subsalino,el objetivo es descubrir hidrocarburoslíquidos en plays principalmente delPaleógeno

Al sur, en el proyecto Holok el objetivo

es incorporar reservas de gas húmedoen el Neógeno, donde se handescubierto reservas importantes degas

Además, en el proyecto Han el objetivoes evaluar en la porción occidental el

potencial de gas húmedo y aceiteligero

CinturónSubsalino

CinturónPlegadoPerdido

Aceite pesadoAceite ligero

Gas/Aceite ligeroGas

Holok

Han

Tlancanan

ÁreaPerdido

Tepal

Pu lhman

La exploración en el Golfo de México profundo se enfocaen la búsqueda de aceite ligero y gas húmedo

Maximino-1PEP-1

Piklis-1DL Ahawbil-1


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. .. 14






Campo Piklis


Comentarios finales

Contenido


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. ..

Subdirección de Desarrollo deCampos

DGPEP

GrupoMultidisciplinario de

Ejecución deProyectos

Unidad deProgramación y

Evaluación

Proyectos de Desarrollo Proyectos de Desarrollo Proyectos de Desarrollo

GrupoMultidisciplinario deDiseño de Proyectos

Gestión Integral deProyectos

Objetivo:

Diseñar e implementar los proyectos prioritarios de desarrollo de campos,para maximizar el valor de lasreservas y mantener e incrementar lacapacidad de producción

PEP tiene una estructura organizacional en la Subdirecciónde Desarrollo de Campos y las Gerencias de Proyecto queestá respondiendo a retos importantes

15

Enfoque: • Reducir los tiempos entre descubrimiento y producción• Proyectos bien definidos y robustos técnicamente que

permitan maximizar el valor económico de la reservas• Ejecución apegada a diseño en tiempo y costo


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. ..

Aplicación de la metodología de proyectos FEL

16

Desde 2006 PEMEX Exploración y Producción, adoptó la metodología FEL como

metodología estándar para el diseño de sus proyectos de explotación, desde su visualizaciónhasta la materialización y puesta en marcha. Esta metodología está orientada a capturar de

manera creativa y ordenada las oportunidades de la empresa.

Pre-FELFEL-I

Evaluación dela oportunidad

FEL-IISelección del

Concepto

FEL-IIIProyecto

básicoEjecución Operación yevaluación

Fases FEL

Identificación y evaluación deopciones de desarrollo Diseño y construcción

PlaneaciónFEL

La metodología FEL fue originada por la empresa Independent Project Analisys Inc. (IPA), yestablece que todo proyecto pasa por tres fases claramente inidentificables: Visualización

(FEL-I), Conceptualización (FEL-II), y Definición (FEL-III).


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. ..

Aplicación de la metodología de proyectos FEL

17

Cada una de las fases FEL de un proyecto pretende la definición detallada del objetivo y

alcance del mismo, la identificación de todas las oportunidades asociadas y el manejo de las

incertidumbres y los riesgos, lo anterior a fin de minimizar los costos totales, optimizar los

tiempos de ciclo de vida de los proyectos, maximizar su rentabilidad y reducir los riesgos del

negocio.

Pre-FELFEL-I

Evaluación de laoportunidad

FEL-IISelección del

concepto

FEL-IIIProyecto Básico

Ejecución

DictamenFEL-I

DictamenFEL_II

DictamenFEL-III

DictamenPre-FEL

Sanción del Proyecto.

Fases FEL


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. ..

La administración de riesgos permite identificarlos durantelas etapas tempranas del proyecto y hacer planes de

mitigación para las siguientes fasesProceso FEL2007 - 2012

F-IF-II

F-III

PreFEL

Contratación – Ingeniería Detalle - Construcción

Ejecucióndel ProyectoIngeniería Básica

ARP Integral Planta – SSRAM Integral

ARP Perforación y Terminaciónde Pozos

Instalación SS

Estudios iniciales de riesgo yambientales

Identificación de los riesgos yelaboración de planes de

mitigación

E i li l di ñ d l ió d


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. ..

Pozos InstalacionesAdministración del Proyecto

Equipo dePerforación

Servicios dePerforación,

PruebasDST y

Terminaciónde Fondo

Terminacióny equipos

submarinos

Acondicio-miento delterreno +planta de

arribo

Instalaciónde infraest.Submarina

+Comisionamiento yArranque

Servicio deacondicio-

namiento degas

AsistenciaTécnica y

SupervisiónEspecializa

da

Es muy importante realizar el diseño de la gestión decontratación para reducir el número de interfaces, de

acuerdo al tipo de trabajos y perfil de los proveedores


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La cartera de oportunidades es diversa y requiere asignaciónde recursos con base en una estrategia de desarrollo

20

Campos de Aceite

Campos de Gas


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. ..

El campo Lakach forma parte de una cuenca productora de gascon oportunidades adicionales para incrementar la producción

Lakach 1

Noxal 1

Lalail 1

Tabscoob-201

Kunah 1

Piklis 1 Ahawbil-1

Kuyah-1

Leek 1

Nen 1


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. .. 22






Campo Piklis


Comentarios finales

Contenido


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. ..

Estación 5 Lerdo

El Campo Lakach se localiza al este del Puerto de Coatzacoalcos

LakachHorizonte Geológico: Terciario, Mioceno

Hidrocarburo: Gas Húmedo

Año de descubrimiento 2007Gasto de gas, mmpcd 29.6Gasto de condensado, bpd 239Relación Gas-Cond. (b/mmpc) 8.4

Presión de yacimiento (kg/cm2) 368Profundidad del pozo (m) 3,250

Ubicación


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. ..


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. ..

Oportunidad estratégicaEl mercado del gas natural presenta una creciente demanda del 2.5% anual en el periodode evaluación del proyecto.

Las previsiones de importación de gas natural a México en los próximos años justifican unaumento de la producción de gas, debido a que la demanda ha sobrepasado laproducción.

Mercado del gas

natural

En la última década, las reservas nacionales de hidrocarburos han ido declinando.

El Plan de negocios 2013-2017 de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios buscadetener y revertir esta tendencia en las reservas, manteniendo una tasa de restitucióncreciente.

Una de las estrategias establecidas consiste en continuar con la actividad exploratoria en laprovincia gasífera cercana a Lakach

Estrategia de

gas de PEP

Con la realización de este proyecto Pemex incursiona en el desarrollo de campos enaguas profundas y le permite cerrar la brecha tecnológica y del conocimiento delpersonal en este tipo de proyectos.

La simplicidad del proyecto Lakach en comparación con otros proyectos de aguasprofundas permitirá acelerar el conocimiento necesario para cumplir con las metas deexploración y de explotación de aceite y gas en aguas profundas.

Los indicadores económicos de Lakach muestran que el proyecto tiene una rentabilidadpositiva antes de impuestos y su infraestructura servirá para detonar el desarrollo regionalde la provincia gasera.

Efectividad delproyectoLakach


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. ..

Selección técnica del concepto de desarrollo

8"x2.4Km UTA

MANIFOLD B

MANIFOLD A

14"x3.7Km

14"x2.3Km

DL-2

L-41

UTA

UTA

UTA

UTA

U M B I L I C A L P R I N C I P A L

SDU

SDU

UTA

PLATAFORMA FIJA(t = 180 m)

G a s o d u c t o d e 1 4 " x

2 0 K m

G a s o d u c t o d e 2 0 " x 4 0 K m

f

8"x2.4Km UTA

MANIFOLD B

MANIFOLD A

12"x3.7Km

12"x2.3Km

DL-2

L-41

UTA

UTA

UTA

UTA

U M B I L

I C A L

P R I N

C I P A

L

SDU

SDU

UTA

PLATAFORMASEMISUMERGIBLE

RiserInyectorde Agua6"

G a s o d u c

t o d e 2 0 "

x 4 8 K m

UMBILICAL PRINCIPAL

ESTACIÓN NO.5LERDO DE TEJADA

MANIFOLD B

MANIFOLD ASDU

SDU

UTA

UTA

GASODUCTOS 18" X 49 Km

8" X 2.4 Km

UTA

18" X 3.7 Km

18" X 2.3 Km

Desarrollo submarino con Tieback

Desarrollo submarino con Plataforma fija intermedia

Desarrollo submarino con Sistema flotante

Los tres conceptos de desarrollo más atractivosson:• Desarrollo submarino interconectado (Tieback) a

tierra mínima infraestructura y por lo tantomínima inversión.

• Desarrollo submarino interconectado (Tieback) auna plataforma fija intermedia para incrementar elfactor de recuperación, abatiendo lacontrapresión.

• Desarrollo submarino con un sistema flotante

sobre el campo, para eliminar al máximo lacontrapresión al campo y con ello el máximovalor de recuperación final.

Tieback a tierra 60 Km

Tieback a tierra 40 Km

26

La tecnología para proyectos a través Tie-Back para


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La tecnología para proyectos a través Tie-Back paracondiciones similares de Lakach respecto a tirantes de agua y

longitudes de gasoducto están disponibles

27

Proyectos de aceite

Proyectos de gas

Field Name Raptor Discovery Date Sep 2003

Block East Breaks 668 Reserve Type GasCurrentStatus Producing Production Start Jun 2004

Water Depth 1,131 m / 3,732 ft

146km2,934 m

72km2,934 m

Lakach


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• 4 pozos verticales (Lakach-21,,Lakach-11 y Lakach-32 y Lakach-2DL)

• 3 pozos direccionales (Lakach-2,Lakach-52 y Lakach-114).

Árbol Submarino de Producción• Tipo de árbol Horizontal• Tamaño Nominal5” x 2” • Presión de Diseño 10,000 lb/pg2

La terminación de pozos considera:• 3 pozos a un yacimiento (Lakach-21

(vertical), Lakach-32 (vertical) yLakach-2DL (vertical)), y

• 4 pozos a dos yacimientos , (Lakach-2(direccional), Lakach-11 (vertical),Lakach-52 (direccional) y Lakach-114(direccional)).

Los 7 pozos de desarrollo para el proyecto

Lakach consideran

Alcances del Proyecto Lakach

Di ñ d l t i ió d l L k h 2


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. ..

Diseño de la terminación del pozo Lakach 2con doble objetivo

El diseño de los pozos, se ha realizadomediante un proceso multidisciplinario,

sistemático y ordenado, en donde serequiere optimizar el grado de definición deun proyecto pozo, reduciendo suincertidumbre y nivel de riesgo. Lacomplejidad adicional de perforar pozos enaguas profundas respecto a la perforaciónde pozos en aguas someras principalmentese enfocan en:

• Eventos de riesgo somero,• Batimetría irregular del lechomarino,

• Condiciones climatológicasextremas,

• Efectos de baja temperatura(Formación de hidratos),

• Fuertes corrientes marinas,• Ventana de geopresiones más

estrechas por efecto de mayorestirantes de agua.

Válvula HS-ICV 4 ½” (DI= 3.750”): Seincorporan producción de ambas arenas.

Arena superior(3047-3095 m)

Arena inferior(3173-3193m)

Flujo por EA entre los cedazos(DE=8.25”) y TP de 3 ½”.

Flujo por EA entre TR de 9 5/8” ycombinación de TP de 3 ½” y 4 ½”.

Válvula HS-ICV 3½” (DI= 2.750”): Secontrola producción arena inferior.

Niple de asiento

Empacador

Combinación de TP 4 ½” a 5 ½”.

Tubería de producción 5 ½”.

Producción de la arena inferior por tubería deproducción.

Niple de inyección

Niple de inyección

Válvula de tormenta


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. .. 30

• Los manifolds a su vez se conectaran por jumper ́ s rígidos de 12 ´´Ø a los dos ductos derecolección principales de 18 ´´Ø mediante estructuras submarinas instaladas en los ductos

llamadas In-line Sled (ILS), o bien, por las estructuras denominas Pipe Line End Termination(PLET).

• Los PLET´s se instalarán en los extremos de ambos ductos principales, y se interconectarán entre símediante un “jumper de línea de flujo” de 18 pg Ø para formar un circuito o loop, contando con unpunto de interconexión adicional libre para permitir la flexibilidad de incorporar producción provenientede campos cercanos.

La infraestructura considera:

• Siete (7) pozos de producción dispersos yalineados a lo largo del campo.

• A cada pozo se le instalará un árbolsubmarino de válvulas

• Estos pozos se conectarán mediante

Jumper ´s flexibles de 6 ´´Ø a dos manifolds en paralelo en configuración Cluster para surecolección.

Infraestructura del Proyecto Lakach


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. .. 31

La planta de proceso consiste dela sección de acondicionamientode gas / líquidos

Infraestructura terrestre del Proyecto Lakach

La Estación de Acondicionamiento de Gas Lakach(EAGL) considera la planta de recolección, la planta derecuperación de MEG y la Planta de ProcesoLa Planta de recolección incluye la sección depreacondicionamiento de Gas y la interconexión conlos equipos de control submarino;


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. .. 32






Campo Piklis

Proyectos Trion y Maximino

Lecciones aprendidas

Comentarios finales

Contenido


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. ..

El campo Kunah se ubica al Noroeste de la ciudad de Coatzacoalcos, Veracruz

Plano de ubicación y datos generales

Lakach-2DL

Kunah-1DLKunah-1

Piklis-1Labay-1

Nen-1

Noxal-1

Lakach-1

Leek-1

KunahHorizonte Geológico: Terciario, MiocenoTirante de agua (m) 2,154

Hidrocarburo: Gas Húmedo

Año de descubrimiento 2012

Gasto de gas, mmpcd 33.9

Gasto de condensado, bpd 109

Relación Gas-Cond. (b/mmpc) 3.2

Presión de yacimiento (psi) 7,284Profundidad del intervalo (m) 3,997-4,027


33/61

. .. 34

Sección de Probabilidad de Gas.

Kunah-1 Kunah-1DL

ES E

Resistividades de estudioselectromagnéticos

Caracterización y delimitación del campo Kunah


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. .. 35

Opciones de desarrollo Campo Kunah

9 opciones de desarrollo técnicamente factibles


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. ..

Cronograma desarrollo FEL Kunah

El plan es desarrollar el FEL en 22 meses; mediante la

optimización de los tiempos, aplicando leccionesaprendidas y optimizando el desarrollo de lasingenierías (Conceptual y básica).Esta optimización implica ejecutar en paraleloalgunas actividades de FEL-II y FEL-III


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. ..

Pronóstico preliminar de producción del campoKunah


37/61

. .. 38






Campo Piklis



Comentarios finales

Contenido

S i i t l d li it ió


38/61

. ..

Seguimiento a la delimitación:pozo Piklis-1DL desviado

Profundidad actual:

Siguiente operación:

• Efectuar simulacros de disparos.

Operación actual:• . En espera de etapa de terminación Por

malas condiciones climatológicas.

Programa:

• Efectuar prueba al intervalo 4403-4388 md.

Operación anterior:• Se desacoderó barco Bourbon Opale, en

espera de etapa de terminación, por malascondiciones climatológicas.

Piklis-1DL

MI-Yac2

Mini DST gas

Muestra de agua

MI-Yac1

MI-Yac3

500m


39/61

. ..

Mapa estructural, campo Piklis MI-3

Piklis 1DL

Piklis 1

piloto desviado


40/61

. ..

Opciones de desarrollo regional

Lakach-1

Lakach-2DL

Labay-1Piklis-1

Leek-1

Noxal-1

Nen-1

Lalail-1

Holok-1

Chelem-1

Kabi l i l -1

Kunah-1

Oportunidades someras

41

Campo Pozos Fr

Lakach 7 72

Kunah 12 70

Piklis 7 62 Total 26


41/61

. ..

Desarrollo Kunah + Piklis (ilustrativo)


42/61

. ..


43/61

. ..

Lakach-1

Lakach-2DL

Labay-1Piklis-1

Leek-1

Noxal-1

Nen-1

Lalail-1

Holok-1

Chelem-1

Kabi l i l -1

Kunah-1

44

93 km

Desarrollo Leek – Lalail – Noxal - Nen

Tabscoob-201

Perfil de producción de gas


44/61

. .. 45

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49

Leek Lalail Noxal Nen

Perfil de producción de gasLeek – Lalail – Noxal - Nen


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. ..

Opciones de desarrollo regional

Lakach-1

Lakach-2DL

Labay-1Piklis-1

Leek-1

Noxal-1

Nen-1

Lalail-1

Holok-1

Chelem-1

Kabi l i l -1

Kunah-1

Oportunidades someras

46

93 km

Tabscoob-201


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. .. 47


Estrategia de exploración 2012-2016Golfo de México Profundo



Campo Piklis



Comentarios finales

Contenido

Los estudios de plays tienen como enfoque principalf


47/61

. ..

25 km

Facies canalizadas delOligoceno

proponer los modelos sedimentarios con el fin de predecirla distribución y calidad de la roca almacén

Como por ejemplo, en el Cinturón

Plegado Perdido, los estudiosintegrados de facies sísmicas,extracciones de amplitud ydescomposición espectral, revelan lossistemas sedimentarios ancestrales.

Estas técnicas, combinados con

estudios sedimentológicos, permiteninferir la distribución y calidad de la rocaalmacén.

48

1. Evaluación del potencial petroleroIdent. op y eval. rec. play

hipot.Ident. y eval. sistemas

petrolerosIdent. y eval. cuencas

Modelos paleogeográficosregionales

Paleoceno inferior

Modelos sedimentarios interpretadoscon el apoyo sísmico 3D


48/61

. ..

Identificación de oportunidades exploratorias

49

En esta etapa secorrelacionan loshorizontes geológicos y seidentifican todos los rasgosestructurales yestratigráficos que tienenposibilidad de contenerhidrocarburos

Se realiza una evaluaciónvolumétrica inicial y seestima la probabilidadgeológica (Pg) de los

elementos del sistemapetrolero

1. Evaluación del potencial petroleroIdent. op y eval. rec. play

hipot.Ident. y eval. sistemas

petrolerosIdent. y eval. cuencas

EUAMéxico

Loc. Maximino-1

W

KPal

E

Eo Inf

PTP: 6,860 mbnm

Eo Sup

Olig

TA = 2,890 m EstructuraChachiquin

Loc. Maximino-1

El campo Trion es el primer descubrimiento en esta


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El campo Trion es el primer descubrimiento en estaárea

Trion

El campo Trion se ubica en la

porción norte de Golfo de México a178 Km de la costa del Estado de

Tamaulipas; a 213 Km de la ciudad

de Matamoros y a 460 Km de la

ciudad de Tampico. El Cinturón

Subsalino donde se localiza el

campo está delimitado al norte con

la línea fronteriza de EUA., al este

por los sectores Kama y Pegazo; al oeste por el área del Cinturón Plegado Perdido y al

sur por el paralelo 24° 30’. Los campos petroleros más próximos están en las aguas

territoriales de EUA y son Silvertip, Tobago, Trident y Great White.

Las condiciones topográficas del lecho marino delT i f t i t t l


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campo Trion ofrecen retos importantes para lainfraestructura submarina

Trion-1DLTrion-1Trion-2DL

Profundiad

Pozo Trion-1


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Pozo Trion 1Productor

N-1

N-2

N-3


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Avances delimitación del Campo Trion

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En 2013 la plataforma SSBicentenario inició laperforación del pozosTrion 1-DL


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Muestreo de aceite y prueba de producción


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Muestreo de aceite y prueba de producciónMaximino - 1

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Muestra No. 48

análisis

Aceite 99.80 %

Agua 0.20 %

°API 46.7

Con pozo alineado albarco de proceso através del equipo demedición y aforo de ypozo estrangulado por3/8" y registrandopresión en TP de 4,401psi

C id


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Campo Piklis



Comentarios finales

Contenido

Un factor clave para estos primeros desarrollo debe


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Un factor clave para estos primeros desarrollo debeser la integración temprana del equipo de Proyecto

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Una buena práctica implementada durante el desarrollo del proyecto Lakach, fue la

conformación temprana del Equipo Integrado de Proyecto (EIP).

Este EIP ha trabajado desde la etapa Pre-FEL del proyecto y se ha mantenido hasta la

actual fase de Ejecución con relativamente pocas rotaciones.

Una de las áreas de oportunidad sobre la conformación de este EIP es la integración detiempo completo del personal de las áreas que prestan servicios a la Gerencia de

Proyecto (contratos, perforación y, construcción supervisión de obras) a fin de fortalecer

las capacidades, la autonomía y la gobernabilidad de quien tiene la responsabilidad

primaria sobre los objetivos y resultados del proyecto.


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Inteligencia de mercado

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El proyecto Lakach ha traído consigo desafíos y retos de proyecto que PEMEX no

había enfrentado con anterioridad. Las condiciones y comportamiento del mercado debienes y servicios para el desarrollo de proyectos en aguas profundas (equipos,

embarcaciones, servicios, entre otros.) son muy particulares y han hecho que PEP

tome conciencia sobre la importancia de desarrollar la inteligencia de negocio en este

mercado.

Uno de los aprendizajes mas importantes del proyecto Lakach ha sido:

• Observar ¿qué está ocurriendo?• Comprender ¿por qué ocurre?

• Predecir ¿qué ocurriría?• Colaborar ¿qué debería hacer el equipo?• Decidir ¿qué camino se debe seguir?

b b l d d


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Gobernabilidad

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Entendiendo la gobernabilidad como la responsabilidad comprometida para el logro

del los objetivos del proyecto, y aun cuando, en el desarrollo del proyecto Lakach

PEMEX aplicó la buena práctica de conformar un Equipo Integrado dedicado

exclusivamente al desarrollo del mismo; la estructura organizacional de PEP, por su

naturaleza, no permite que todos los procesos de proyecto sean ejecutados por un solo

ente (Equipo Integrado).

Procesos como la contratación de bienes y servicios, así como la ejecución y

supervisión de la perforación e infraestructura deben llevarse a cabo a través de áreas

de servicio sobre las cuales la Gerencia de Proyecto no tiene plena influencia o

autoridad. Lo anterior dificulta la gestión expedita de los procesos por las diferentes

visiones que se generan en cuanto a la solución de problemas durante el desarrollo.

C t id


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Caso Proyecto Área Perdido

Estrategia de Desarrollo de CamposProyecto Lakach primer desarrollo en aguas profundas

Proyecto Kunah el campo de mayor reserva de gas

Campo Piklis


Comentarios finales

Contenido

C i fi l


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La aplicación de la metodología FEL en los proyectos de Desarrollo de Campospermite determinar los mejores esquemas de explotación, los costos asociados y laidentificación y administración de los riesgos.

El desarrollo del campo Lakach permitirá alcanzar una producción máxima de 400MMpcd de gas natural en el año 2016, determinado a través de un modelo integralyacimiento-pozo. La 1ª Producción se espera para el primer semestre de 2016.

La infraestructura de explotación será útil para otros campos productores de laprovincia gasífera, tales como: Piklis, y Kunah, alcanzando una producción de 500

MMPcd por más de 15 años.Los descubrimientos de Trion y Maximino abren posibilidades para incorporar nuevaproducción de aceite y aumenta la expectativa de los campos de aceite en aguasprofundas.

Derivado del evento Macondo, los proyectos de aguas profundas presentan unamayor exposición al riesgo, por lo que los proveedores de equipos y servicios de estemercado, inhiben su participación e incrementan sus costos debido a la asignación deresponsabilidades.

A pesar de los altos costos de este tipo de proyectos, el desarrollo regional de estacuenca gasera representa una oportunidad estratégica para mitigar el déficit deproducción de gas nacional.

Comentarios finales


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XXVIII JORNADAS TÉCNICAS DE LA ASOCIACIÓN DE INGENIEROS PETROLEROS DE MÉXICO AIPM

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Transcript of XXVIII JORNADAS TÉCNICAS DE LA ASOCIACIÓN DE INGENIEROS PETROLEROS DE MÉXICO AIPM