Presenta: Luis Arturo Amador Ortega

Presenta:
Luis Arturo Amador Ortega
Coordinación de Diseño de Explotación - Tampico
A c t i v o
d e
P r o d u c c i ó n
Enero 2012
P o z a
R i c a
-
A l t a m i r a
Área Contractual Altamira
Altamira
Arenque
Altamira
Golfo
de
México
Área:
1,626 km2
Ébano
Corcovado
Salinas
Área:
2,035 km2
Cacalilao
Limón
Pánuco
Pánuco
Topila
Área:
1,839 km2
Se han propuesto 3 áreas contractuales para licitar pertenecientes al
Área Altamira, 2 Terrestres (Altamira y Pánuco) y 1 Marino (Arenque)
A c t i 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
Contenido
Área Contractual Pánuco
Ubicación
Datos generales
Producción y reservas
Geometría de pozos
Infraestructura
Áreas de oportunidad
• Localizaciones y Reservas
• Resultados de pozos
• Producción por pozo
p
de la p
producción
• Optimización
• CO2
Escenarios
R t y expectativas
Retos
t ti
Punto de medición
A c t i 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
Área Contractual Pánuco
Límite del área contractual
‰ Ubicación:
Se ubica en la porción Sur-oriental del Proyecto Ébano-Pánuco-Cacalilao,
aproximadamente a 20 Km. al Oeste de la ciudad de Tampico, Tam., en la Planicie
Costera del Golfo, en la porción Norte del estado de Veracruz. Cubre una superficie
de 1,839 Km2.
Área:
1,839 km2
‰ Antecedentes del campo:
Se tiene la siguiente información de los pozos iniciadores del área contractual.
contractual
Coordenadas
UTM_WGS84
X
587,481.4
606 351 2
606,351.2
606,502.9
615,092.6
615,322.3
568,847.1
568 847 1
568,718.1
587,616.4
A c t i v o
POZO
INICIO PROD
PROD INICIAL
BPD
FIN PROD
ACUMULADA
MBLS
ESTATUS
OBSERVACIÓN
Laguna 7
01/06/1908
186
01/06/1926
1,209
Productor
taponado
Pozo mas antiguo
Zurita 3
01/08/1914
11,596
01/12/1928
23,634
Productor
taponado
Pozo mayor
acumulada
Y
2,479,194.8
2
2,479,313.1
479 313 1
2,457,172.4
2,457,233.4
2,425,867.7
2,425,597.6
2 425 597 6
2,455,115.5
2,455,210.0
d e
Laguna 7
Pipe line discharging at a sump from the well
Corona P-5. Field San Manuel, 1 Km north from
Pánuco Village, July 19th, 1917
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
Datos generales
Área Contractual Pánuco
DATOS FORMACIÓN PRODUCTORA
Fecha de descubrimiento
Inicio de explotación
Formaciones p
productoras
1904
1904 (Pozo La Pez-1)
Ksf y Kan
Carbonatos Naturalmente
Fracturados
300-800 mvbnm
70-140 m
6-12 %
1-1,000 mD
94
395 Desarrollo
Baja
630 Km 2D
225 Km² 3D
Tipo de Formación
Profundidad Cima
Espesor
Porosidad
Permeabilidad
Pozos con Registros Geofísicos
Localizaciones Propuestas a Perforar
Dificultad de Perforación
Sísmica existente
Área contractual
Pánuco 1,839 Km²
DATOS DE YACIMIENTOS
Densidad del Aceite
Contenido de CO2 en el Gas
Viscosidad del Aceite
Presión Inicial Yacimiento
Presión Actual Yacimiento
Temperatura del Yacimiento
Mecanismo de Empuje
p j
Área Desarrollada
A c t i v o
10-13 ºAPI
50-100
50
100 %
300-700 cp @ Py & Ty
No determinada
40-50 Kg/cm2
40-45 ºC
Expansión
p
roca – fluido
140 km2
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
Columna Estratigráfica de Interés Económico
Área Contractual Pánuco
A c t i 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
Registros
Área Contractual Pánuco
Registros Básicos
(RG, DLL, NPI, DT, HCS)
Registros Especiales
(FMI, Sonic
Scanner, VSP)
Registros
Evaluados
81
13
94
A c t i v o
d e
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P o z a
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-
A l t a m i r a
Sísmica
Área Contractual Pánuco
Información Sísmica
Reprocesada (150 Km)
Calidad
Porcentaje
Buena
40 %
Regular
60 %
XLine 10370
Original
XLine 10370 KPSTM
A c t i v o
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P o z a
R i c a
-
A l t a m i r a
Cromatografía
Área Contractual Pánuco
%mol Base Seca
Componente
% mol Base Secaa
Nitrógeno
Metano
Dióxido de Carbono
Etano
Ácido Sulfhídrico
P
Propano
i-Butano
n-Butano
i-Pentano
n-Pentano
H
Hexanos
Cacalilao
1128H
Panuco
1008
Polla
37
Sinclair
143
Sinclair
143
7.3600
7
3600
42.9100
47.7800
0.9100
0.0800
0 5000
0.5000
0.0700
0.2200
0.0600
0.0600
0 0500
0.0500
100.00
0.7864
0
7864
38.9916
55.5230
2.4960
0.0000
1 5840
1.5840
0.1172
0.2876
0.0774
0.0772
0 0596
0.0596
100.00
0.4027
0
4027
18.8906
76.7655
0.9279
0.2738
1 3441
1.3441
0.1332
0.5384
0.2254
0.2767
0 2217
0.2217
100.00
0.3146
0
3146
37.7116
59.7036
0.6594
0.3612
0 7803
0.7803
0.0594
0.2143
0.0734
0.0759
0 0463
0.0463
100.00
0.3146
0
3146
37.7116
59.7036
0.6594
0.3612
0 7803
0.7803
0.0594
0.2143
0.0734
0.0759
0 0463
0.0463
100.00
CO2
80
70
60
50
40
30
20
10
0
Cacalilao
1128H
A c t i v o
d e
Panuco
Polla
1008
37
Dióxido de Carbono
P r o d u c c i ó n
P o z a
Sinclair
143
R i c a
-
A l t a m i r a
Viscosidades
Área Contractual Pánuco
40000
35000
30000
VISSCOSIDAD (cp)
25000
Pánuco 1003H
Pánuco 1008H
20000
Pánuco 1047H
Cacalilao 1136H
15000
Cacalilao 1138H
Polla 37
10000
5000
0
20
25
30
35
40
45
50
TEMPERATURA (°C)
A c t i v o
d e
P r o d u c c i ó n
P o z a
R i c a
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A l t a m i r a
Rango de presiones
Área Contractual Pánuco
Presión p
por pozo, Kg/
/cm2
100
80
79
80
66
60
68
64
63 64
63
62 62
59 60
58
79
62
61
660
1
58
56
55
56
50
46
45
44 44
445
4
4343
43
37
37 37
52
52
5050
48
46
46
46
45
45
45
45
44
44
44 43
4443 43
44
43
43
43
42
42 42
41 41 41
41
41
40
40
39 39
38
37
37
35
35
32
48
40 41
40
58
48
48
46
44
43
424342 43
40
39
39
40
46 46
45
45
45
44 454445
43
43
43
42
42
41
40 41
39 38
38
36
36
52
52
33
51
47
4646
45
44
44
44
39
39
32
20
0
20
40
60
80
100
120
140
Registros de presión (Fondo Cerrado)
A c t i 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
160
Área desarrollada
Área Contractual Pánuco
Se han desarrollado
140 km2 de 1,839 km2
A c t i 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
Producción y Reservas
Área Contractual Pánuco
Campos
Cacalilao
Panuco
Salinas
Topila
Total
Área
Desarrollada
por Campo
(km2)
4|.5
65.3
12.8
20.4
140
Volumen Original 2P
FR [%]
[MMb / MMMpc]
Total 2P
Producción
Acumulada
[MMb / MMMpc]
Aceite
Gas
Aceite
Gas
Aceite
Gas
2,681.5
,
3,649
170.3
357.5
6,858.7
8,813
10,613
,
340.5
1,293.4
21,060
11.6
10.6
11.3
10.3
11.0
0.09
0.10
0.25
0.12
0.10
285
364.5
17.6
35.9
703
821
1,085
,
83.7
155.8
2147
A c t i v o
d e
P r o d u c c i ó n
Reservas
Remanentes 2P
[MMb / MMMpc]
Gas
Aceite
natural
26.7
20.7
1.7
0.8
49.9
2.5
3.2
2.8
3.7
12.2
P o z a
DATOS DE PRODUCCIÓN
Porcentaje de Agua
35-40 %
Producción Acumulada
703 MMb
Relación Gas Aceite
1,112 M3/M3
I
Inyección
ió d
de Fl
Fluidos
id
N Aplica
No
A li
Sistema de Producción
FL, BM, CP Y BN
R i c a
-
A l t a m i r a
Producción 2008-2011
Área Contractual Pánuco
A c t i v o
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P o z a
R i c a
-
A l t a m i r a
Incorporación de Reservas
Área Contractual Pánuco
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R i c a
-
A l t a m i r a
Geometría de pozos
Área Contractual Pánuco
POZOS ANTIGUOS (256)
POZOS NUEVOS (21)
Tipo I
Horizontal sin agujero piloto, toma de información y perforación horizontal a 900 md.
P
Pozo
Barberena
B b
7B
Tipo II
Horizontal incluye agujero piloto a 470 m. toma de información y
perforación horizontal a 900 md.
Tipo III
H i
Horizontal
t l incluye
i l
agujero
g j
piloto
il t a 950 m. toma
t
d
de
información en yacimientos profundos y perforación
horizontal a 900 md.
Cementación de Tuberías de Revestimiento (TR´s)
9 5/8”
0-18 m.b.m.r. (metros bajo mesa rotaria)
7”
0-+/- 250 m.b.m.r.
Programa de Fluidos
Capacidad
UOPRA
Perf
300 HP
Compañía
Perf
750 HP
Compañía
TRP
450 HP
Compañía
Pulling
300 HP
A c t i v o
d e
P r o d u c c i ó n
(1.02-1.10 gr/cm3)
0–48 m
2ª Etapa
48-250 m
3ª Etapa
250-PT m
Salmuera
Potásica
(1.02-1.06 g/cm3) con
equipo bajo balance
(1.02-1.06 gr/cm3)
4ª Etapa
250-PT md
Salmuera
Potásica
(1.02-1.06 g/cm3) con
equipo bajo balance
(1.02-1.06 gr/cm3)
Equipos utilizados
TIPO
Fluidos base
g
agua
Fluidos base
agua
1ª Etapa
P o z a
R i c a
-
(1.02-1.15 gr/cm3)
A l t a m i r a
Infraestructura
Área Contractual Pánuco
DATOS INFRAESTRUCTURA DE PRODUCCIÓN
Estaciones de recolección de Aceite
Capacidad de Almacenamiento
27
Estación
San Manuel
119.07 Mb
Infraestructura
f
compartida
d de
d producción:
d
ó
- Oleoductos
- Gasoductos
- Acueductos
- Red eléctrica
- Caminos
Infraestructura de recolección de Gas
Mapa instalaciones recolección
Si
Si
Si
Si
Si
No se tiene
Adjunto
Estación
Piedras
A c t i v o
d e
P r o d u c c i ó n
Estación
Minerva
P o z a
R i c a
-
A l t a m i r a
Instalación de Estructuras Lacustres
Área Contractual Pánuco
Se han instalado 7 estructuras lacustres en el área
contractual Pánuco durante el año 2011.
Pánuco 1003H
Pánuco 1008
Lo cual mediante esta práctica,
á
nos permite asegurar una
producción de + 150 barriles por día, evitando el cierre
de estos pozos en época de contingencias meteorológicas
y con ello perdidas económicas de varios millones de
dólares.
Avance de Instalación
27%
Pánuco 1003H
2
Ugarte 9D
Herradura 5D
Mahuaves 5
Mahuaves 6T
Mahuaves 12T
7
73%
Pánuco 1047H
Instaladas
Por Instalar
Ugarte 9D
Producción
Herradura 5D
200
50
150
25%
100
Pánuco 1007
50
Pánuco 1008
100%
75%
Asegurada
d e
200
0
Medición
A c t i v o
150
P r o d u c c i ó n
P o z a
R i c a
Por Instalar
-
Total
A l t a m i r a
Oleoducto
Oleoducto PCC-Refinería Madero
Refinería Madero
Est. de Calentamiento y Rebombeo Matillas
Est. de Calentamiento
Palomas 10
Est. de Calentamiento
Chila 20
Est. de Calentamiento Anáhuac
Planta Central Cacalilao
Presión de Oleoducto (Kg./cm2)
Temperatura de entrada (OC)
Temperatura de salida (OC)
Planta Central
Cacalilao
Estación
Palomas 10
Estación
Chila 20
Est. y Reb.
Matillas
Estación
Anáhuac
Refinería
Madero
48
32
18
1.8/33
10
1.5
-
40
39
38
39
40
50
60
60
60
60
-
Oleoducto
Oleoducto PCC-Refinería Madero
Localizaciones y Reservas
Área Contractual Pánuco
Ejercicio con datos y proyección solo para como ejemplo ilustrativos
Recursos prospectivos
Para determinar los recursos prospectivos se considero:
o Localizaciones por analogía con pozos productores en los
sistemas fracturados
o Localizaciones en áreas vecinas a los sistemas fracturados
o Localizaciones en áreas no estudiadas por falta de información sísmica
o El área prospectiva es complementaria al área desarrollada
o Otro recurso ´no cuantificado para aumentar la producción y reserva es la
aplicación de procesos de recuperación secundaria y/o mejorada y nuevos sistemas
de explotación.
A c t i v o
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A l t a m i r a
Localizaciones Prospectivas en Fracturas
Pánuco
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-
A l t a m i r a
Modelo Estático
Área Contractual Pánuco
Configuración de los siete eventos interpretados en vistas de planta y 3D
Ksf
Kan
Kto
Kts
Jim
Kti
Bas
¾ Para ell modelo
d l estático
á
d l área
del
á
contractuall Pánuco
á
se integraron los
l rasgos geológicos
ló
regionales
l como: tipos de
d estructura,
direcciones principales, fallas, fracturas, flexuras, buzamientos y discordancias, se incorporaron los aspectos tectónicos.
A c t i v o
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-
A l t a m i r a
Modelo Geoquímico
Modelo tridimensional
(Basamento- Cretácico Superior)
Focos de generación
(Jurásico superior)
• Modelo geoquímico a partir del modelo estático
• 56 pozos muestreados en superficie con su producción actual
• Todo el hidrocarburo es generado en el Jurasico Superior
A c t i v o
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R i c a
-
A l t a m i r a
Modelo Geoquímico
Área Contractual Pánuco
Flujo migratorio hacia estructuras altas
Migración de los hidrocarburos con el modelo
de fallas parcialmente abiertas, mostrando
áreas potenciales de acumulación
A c t i v o
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-
A l t a m i r a
Modelo Estático
Área Contractual Pánuco
Datos disponibles:
2 muestras PVT de crudo. Cacalilao-4016H y Sinclair-143H perforados en 2006
Corona 75
Cruz 3D
San Manuel 5
Zurita 3
Aceite.Acumulado ( Mbbl )
0
A c t i v o
11750
d e
23500
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
Historia de Producción y Declinación
Área Contractual Pánuco
5
10
Working Forecast Parameters
Di
: 0.0592718 A.e.
qi
: 1568.6 bbl/d
ti
: 12/01/2011
te
: 12/31/2026
Final Rate
: 624.131 bbl/d
703000 Mbbl
Mbbl
Cum. Prod.
: 709858
Cum. Date
: 12/01/2011
Reserves
: 5645.83 Mbbl
Reserves Date : 12/31/2026
EUR
: 715504 Mbbl
4
Aceite.Diario, bb
bl/d
10
3
10
6
10
5
10
2
10
1985 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99200001 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21
4
Aceite.Diario, bbl/d
10
FECHA
3
10
2
10
Working Forecast Parameters
Di
: 0.0592718 A.e.
qi
: 1568.6 bbl/d
ti
: 12/01/2011
te
: 12/31/2021
Final Rate
: 847.104 bbl/d
Cum. Prod.
: 709858 Mbbl
Cum. Date
: 12/01/2011
Reserves
: 4312.94 Mbbl
Reserves Date : 12/31/2021
EUR
: 714171 Mbbl
1
10
0
P
Pemex
1127
Corona 75
10
1906 10 14 18 22 26 30 34 38 42 46 50 54 58 62 66 70 74 78 82 86 90 94 98 02 06 10 14 18
FECHA
A c t i 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
Historia de Producción y Declinación
Pemex 1127
300
100
Aceite.Diario, bbl/d
50
Working Forecast Parameters
b
:0
Di
: 0.026429 A.e.
qi
: 42.6084 bbl/d
ti
: 10/01/2011
te
: 10/31/2026
Final Rate
: 28.4476 bbl/d
Cum. Prod.
: 144.458 Mbbl
Cum. Date
: 10/01/2011
Reserves
: 193.105 Mbbl
Reserves Date : 10/31/2026
EUR
: 337.563 Mbbl
10
5
3
2007
08
09
10
11
12
13
FECHA
A c t i 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
Historia de Producción y Declinación
Corona 75
5
10
Working Forecast Parameters
Di
: 0.0626774 A.e.
qi
: 24.9563 bbl/d
ti
: 12/01/2011
te
: 12/31/2026
Final Rate
: 9.40132 bbl/d
Cum. Prod.
: 11542.8 Mbbl
Cum. Date
: 12/01/2011
Reserves
: 87.7748 Mbbl
Reserves Date : 12/31/2026
EUR
: 11630.6 Mbbl
4
10
3
Aceite
e.Diario, bbl/d
10
2
10
1
10
0
10
-1
10
1924 28 32
36
40
44
48
52
56
60
64
68
72
76
80
84 88
92
96 2000 04
08
12
16
20
FECHA
A c t i 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
24
Interpretación de pruebas de Variación de Presión
Área Contractual Pánuco
Análisis de 13 pruebas de variación de presión
Daño.
Pi
Lpca
k.h
md.pie
K
md
Cac -1129H*
1.05
461.104
1180000
1680
Pemex -1127
-1127*
-2
2.45
45
538 502
538.502
26400
101
Drillers -19*
-2.48
888.202
4660
9.65
Sinclair-380H*
-0.256
427.495
50900
68
Transco-282
-0.903
497.5
6000
10.2
Caracol-13
-3.22
975.4
441
0.81
Corona-47
-3.23
666.281
8190
10.80
Manguitos-1
-1.25
886.602
824
6.44
Caballero-1C
2.4
759.504
124000
1100
Cac -4016H
-3.95
403.127
13300
42.7
Si l i -143
Sinclair
143
-0.96
0 96
405 54
405.54
61800
188
0
554.448
46200
210
-3.34
724.668
7360
23.6
Pozo
Cacalilao-1128H
Salinas-9D
Salinas 9D
Caracol 13
Trans 282
Corona 47
Cac 4016H
Pem 1127
Sincl 380H
Cac 1128H
Sinc 143
Cac 1129H
Drillers 19
Caballero 1C
Manguitos 1
* Identificación de doble porosidad en cuatro pozos.
A c t i 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
Definición de Modelo de Doble Porosidad
Área Contractual Pánuco
Presión (Curva de Incremento)
1er. Derivada de la Presión
La doble
L
d bl porosidad
id d identificada
id tifi d por
pruebas de presión corresponde a
probable flujo en el yacimiento de
Matriz a Fractura y/o microfractura f t
fractura
Doble Porosidad
A c t i 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
Identificación de doble porosidad
Área Contractual Pánuco
CACALILAO No. 1129H
C
0.053
Daño
1.05
Bbl/lpc
Pi
461.104
Lpc
K
1680
md
Omega
0.0104
Lambda
2 43E-6
2.43E-6
Kz/kr
9.09
Periodo de almacenamiento
del pozo de 24 horas
A c t i v o
d e
P r o d u c c i ó n
Respuesta de Modelo
de Doble Porosidad
Sección del primer flujo radial
0.32h
P o z a
R i c a
-
A l t a m i r a
Resultados
Área Contractual Pánuco
Resultados
Pánuco 1047H
Pánuco 1000H
Polla 37
Pánuco 1008
Sinclair 143
A c t i 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
Resultados Pánuco 1000H
Área Contractual Pánuco
A c t i 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
Resultados Pánuco 1008H
Área Contractual Pánuco
A c t i 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
80
20%
83 Pozos
269 Bpd
70
80%
90 P
Pozos
1,294 Bpd
50
60
40
50
30
40
30
20
Producción
A c t i v o
d e
P r o d u c c i ó n
P o z a
R i c a
-
Porcentaje
20
10
10
0
0
A l t a m i r a
Porcentaje Accumulado
PANU
UCO 1000H
CACALIL
LAO 1138H
SIN
NCLAIR 143
BARBERENA 7B
PE
EMEX 1119
CORONA 75
POLLA 37
PAN
NUCO 1008
CACALIL
LAO 4012H
PANU
UCO 1047H
SA
ALINAS 9D
TRA
ANSCO 309
INTERNAC
CIONAL 41
UGARTE 9D
ARACOL 15
CA
CACALIL
LAO 4016H
CACALIL
LAO 1133H
INTERNACIONAL 285
SINCLAIR E
EMPIRE 65
CACALILA
AO 1132DH
INTERNACIONAL 274
GIRALDA 9I
G
MEXICA
AN GULF 7
CAR
RBONO 1B
SINCLAIR EMPIRE 279
COR
RONA 158C
PE
EMEX 2107
INTERNACIONAL 175
TANA
ANTORO 33
AGUILA 3D
A
EMPIRE 364
PE
EMEX 2030
CRUZ 3D
CO
ORONA 207
CHIJ
JOLES 12C
MELO 2C
SIN
NCLAIR 313
PIIEDRAS 6C
CO
ORONA 135
PE
EMEX 2017
LAGUNAS OL
LAS 1002D
INTERNACIONAL 171
CO
ORONA 202
TANA
ANTORO 23
INTERNACIONAL 222
SA
ABALO 232
SINCLAIR EMPIRE 260
COR
RONA 144C
TR
RANSCO 81
BARBER
RENA 1005
SINCLAIR EMPIRE 191
CO
ORONA 161
LAGUNA DE LA
A MILPA 61
INTERNACIONAL 317
SINCLAIR EMPIRE 218
AHUAVES 5
MA
TRA
ANSCO 307
PANU
UCO 1003H
PEREZ CAST
TILLO 1DC
CAM
MALOTE 1C
TRA
ANSCO 282
MAH
HUAVES 12
IT
TALMEX 24
VER
RACRUZ 9T
INTERNACIONAL 289
PE
EMEX 2043
TR
RANSCO 85
ILL
LOLDI 1DB
ING
GENIO 430
TRA
ANSCO 314
LAGUNA DE LA
A MILPA 26
MAN
NGUITOS 1
VER
RACRUZ 7D
SINCLAIR EMPIRE 325
SINCLAIR E
EMPIRE 31
CO
ORONA 165
VERA
ACRUZ 10D
VERA
ACRUZ 1DA
PIE
EDRAS 24T
INTERNACIONAL 235
INTERNACIONAL 258
INTERNACIONAL 198
PALMAS 50
P
FERRO
ONALES 88
TRAN
NSCO 144D
FERRO
ONALES 89
KER
RN MEX 53
Barrile
es por día
Producción por pozo
Área Contractual Pánuco
100
90
80
60
70
Optimización de la producción
Área Contractual Pánuco
Sistema de Calentamiento
Iny. de químicos a pozos con Tub Cap
con Tub. Cap.
Control de Agua
A c t i v o
d e
P r o d u c c i ó n
Bombeo Mecánico Lineal
Cavidades Progresivas Insertables
P o z a
R i c a
-
A l t a m i r a
Inyección de reductores de viscosidad
y Tubería Capilar
p
18.3 Kg/cm2
Evaluación Pozo Rincón 1010
Estación CHIJOLITO
3.5 Kg/cm2
TV-535
Cabezales
Prod.
Med.
Gral.
1.7 Kg/cm2
40 rpm
1,500 bls
6“ Ø 6“ Ø
Chijol-130
Chijol-122
LDD=1960 m; Diámetro = 4”
Chijol-120
Chijol-1018
Chijol-1019
Chijol-14
TV-733
Chijol-7
Con Inyección de reductor de viscosidad
8“ Ø
Rincón-1010
TR 9 5/8”
Sin Inyección de reductor de viscosidad
22 m
1,000 bls
4“ Ø
Rincón-1007
Llegada del Pozo
Camino-105
8“ Ø
Llegada del Pozo
TP 2 7/8
7/8”
Camino-106
Nivel Dinámico
Llegada del Pozo
Chijol-132
Llegada del Pozo
Camino-11
Varillas Grado D (78) :
7/8” = 47
Llegada del Pozo
Camino-14
Tubería Capilar ¼”
hasta 378 m, flejada a
TP 2 7/8” con inyección
de reductor de
viscosidad base agua
La inyección de reductor de viscosidad disminuye
el efecto de contrapresión en la línea de descarga,
con lo que se recupera el nivel dinámico,
permitiendo aumentar la velocidad del sistema e
p
incrementar la producción del pozo,
351 m
355 m
360 m
TR 6 5/8”
373 m
375 m
PT 425 m
A c t i v o
d e
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P o z a
R i c a
-
A l t a m i r a
A Estación D-17 ó E-41
Reductores de viscosidad
Análisis de Viscosidad
Muestras Tomadas el 30/09/2010
Oleoducto PCC‐Refinería Madero
60,000
50,000
Efecto de reducción de Viscosidad
Viscosidad (cP))
40,000
30,000
20,000
10,000
0
20
30
40
50
60
70
Temperatura (°C)
PCC
PALOMAS
CHILA 20
MATILLAS
ANÁHUAC
Nota: El cambio de viscosidad observado, es producto de la inyección de mejorador de viscosidad en el
proceso de transporte del aceite. Este cambio se mantiene a lo largo de todo el oleoducto.
A c t i 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
Cable Caliente
Área Contractual Pánuco
Objetivo: Desbloqueador Longitudinal de Columna de Producción
Compatibilidad:
Bombeo de Cavidades Progresivas (CP)
Bombeo Mecánico (BM)
Bombeo Neumático (BN)
Bombeo Electrocentrífugo (BEC)
Flujo Natural (FL)
U d
Uso
de C
Capilares
il
Características:
Alta viscosidad
Equipo en carrete
Resuelve problemas
de parafinas
Todo el Equipo es transportable
en una camioneta
A c t i 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
Cable Caliente
Área Contractual Pánuco
Perfil de Velocidad del fluido
Ƭ
Dentro de la TP, la velocidad relativa de cada corte
teórico de fluido, además del rozamiento contra la
pared interna
interna, genera esf
esfuerzos
er os Ƭ q
que
e se oponen al
movimiento causando la contrapresión.
V
Creación de una subcapa laminar de alta temperatura
y baja viscosidad a lo largo de toda la Tubería de
Producción.
Pared de la TP
El patrón velocidad se modifica
Las pérdidas por rozamiento viscoso se minimizan
f
Disminuyen los esfuerzos
de corte y cae
contrapresión
V
A c t i 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
la
Cable Caliente
Área Contractual Pánuco
Análisis de la variación de la Temperatura sobre la línea que va del pozo hacia la batería
Comportamiento del Efecto NO KALT
Pozo Empire 340
45
Temperatura d
T
del Fluido (ºC
C)
Caso Empire 340
40
35
30
25
20
Caso Longitud Limite LDD
15
10
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000
Di t
Distancia
i LDD ((m))
Temp. Amb 15ºC
A c t i v o
d e
Temp. Amb 25ºC
P r o d u c c i ó n
P o z a
Temp. Amb 35ºC
R i c a
-
A l t a m i r a
Bombeo Mecánico Lineal
Área Contractual Pánuco
9 Lineal Rod Pumping por sus siglas en Ingles,
Ingles es
una unidad de superficial para bombeo mecánico
convencional inteligente y compacta.
9 Mediante el comportamiento de las cargas en el
motor eléctrico es capaz de predecir el
comportamiento de la bomba subsuperficial.
9 Autocontrola la velocidad de bombeo
dependiendo del llenado de la bomba
subsuperficial.
9 Compacta y fácil de instalar.
9 De
D fá
fácil
il automatización
t
ti
ió
9 Instalado en Sinclair 143
A c t i 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
Resultados Sinclair 143
Pánuco
Control de Agua
Área Contractual Pánuco
EMPACADORES Y RETENEDORES DE CEMENTO
9 Permiten aislar fracturas que aportan agua.
Empacador inflable con retenedor de cemento
“TAM” de 4 ¼” x 5 1/16”
A c t i 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
Objetivo
Optimizar la producción de los pozos operando con sistemas artificiales de explotación
con máxima rentabilidad, mediante:
•
•
•
•
•
Empleo de Aparejos de Cavidades Progresivas insertables (CPI)
Disminuir costos de reparación de pozos
Disminuir tiempos de intervención de pozos
Evitar tiempos prolongados de espera de equipos de reparación de pozos
Reducir tiempos de producción diferida
Pozo Altamira 1012
Instalación con Equipo Flush By
Problemática
Causas
• Alta dificultad para extraerlo
• Calentamiento de bombas, engasamientos, desprendimiento de varillas
• Bajo volumen de producción
• Elastómeros desgarrados, elastómeros desprendidos, rotores partidos
• 40 Intervenciones RMEy CCP por año 1´840,000 USD/año)
• 46,000 USD/pozo
• 240 días producción diferida (9´216,600 USD)
Problemas
• Pozos con aceite altamente viscoso
• Interrupciones de la operación de pozos con BM
• Ineficiente explotación de pozos con BN
• Interrupciones de la operación de pozos con CP
• Reparaciones frecuentes de pozos por fallas
• Altos costos de reparación de pozos
• Interrupciones de la producción de pozos a
reparar (6 días/pozo)
Proyecto EPC Fallas Subsuperficiales
Número de Pozos (413)
Bombas Tubulares
Sistemas Artificiales de Producción Dic‐2009
Noviembre 2010
Elastomero p
Desprendido
1.12%
Bombeo Mecánico
64
Pozos Fluyentes
75
BCP Tubular
50
Bombeo Neumático
á
224
Elastomero Desgarrado
2.25%
Elastómero con mala adherencia
Elastómero Rotor
dañado
partido
por rotor partido
Premisas:
Costo Bl: 64 USD
Prod /Día/pozo : 15 bls
Rotor Partido
5.63%
Planteamiento de la Solución e Implementación
Planteamiento de Solución:
Para optimizar la producción con máxima rentabilidad de pozos, se requiere un sistema de
producción que permita flexibilidad de operación, facilidad y rapidez de intervención, bajo
pronta reactivación del p
pozo y eficiente transporte
p
de aceite altamente
costo de intervención,, p
viscoso.
Implementación o Alternativa de Solución:
Sarta de Varillas
Convertir pozos a sistema de producción con Cavidades Progresivas Insertables
TP
Ventajas:
Estator
•
Facilidad para insertarlas y recuperarlas sin
Impacto:
•
equipo convencional de reparación de pozos
Rotor
Ancla Antitorque
Uso
de
equipo
no
convencional (varillero Flush By)
•
Bajo costo de intervención
•
5,000 USD/Intervención
•
Rapidez de intervención
•
2 días/pozo
•
Terminaciones de pozos fluyentes preparados
•
Se
•
pequeño
puede
convertir
el
pozo
a
para convertirlos a Cavidades Progresivas
Cavidades Progresivas Insertables
Insertables
cuando lo requiera el pozo
Cambios de tamaño de bomba (producción
esperada)
•
Optimizar la producción con cambios
de bombas de diferentes capacidades
cuando lo requiera el pozo
Beneficios Esperados
Efecto
Beneficio
• Reducción de Costos de reparación de pozos
• De 46,000 a 5,000 USD/pozo
• Reducción de tiempos de intervención
• De 6 a 2 días/pozo
• Reducción de tiempos de espera por equipo de reparación convencional de pozos
• De 15 a 2 días
• Reducción de tiempo para restablecer la producción
• De 10 a 2 días
Producción Adicional por Conversión de
Pozos a CPI
Disminución de Producción Diferida por
Reparación de Pozos con CPI
Ahorro en Reparaciones (CPI)
Antecedentes Campos CO2
Descubierto en 1915
Pozo descubridor American Fuel-1
Producción inicial de 50 MMPCD de CO2 y 1,400
1 400 BPD
Profundidad Final 985 m.
Formación Tamaulipas Superior.
1923 se perforó el pozo Quebrache-1 con una producción
inicial de 2,264
2 264 BPD en la formación Agua Nueva.
Nueva
Datos Históricos de Producción
Periodo:1923-1929 (150 MMPC CO2)
Globe Petrolium Co. #5
I
Imperial
i l Oil Company
C
#7
Mexican Sinclair Corporation #2
Mexican Gulf Oil Company #2
A c t i v o
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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
Imperial 7 (Quebrache 7)
Pozo consecionado a la Cía. Liquid Carbonic
Producción actual estimada 3.0 MMPCD
Fluye por 2 ramales de 3”
Pozo cerrado desde Noviembre de 2003
Presión en TP 70 kg/cm2 Octubre 2005
Manifestaciones de CO2 a 844 m.
1ª reintervención 19 de marzo de 1960
2ª reintervención 23 de julio de 1960
3ª reintervención 27 de septiembre de 1960
A c t i 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
Datos Históricos CO2
180
160
150
150
150
150
140
100
80
60
50
40
15
20
LOMA DEL POZO 104
10
3
16
1.6
0 07
0.07
A c t i v o
d e
P r o d u c c i ó n
LP
-1
CA
02
HU
AY
O
TE
S
-1
02
LP
-1
04
Q
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B
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FU
EL
-1
0
Q
UE
B
-5
Millon
nes de p3/d
d de CO2
120
P o z a
R i c a
-
A l t a m i r a
Cromatografía Actual
Caracol 15
Paz 1
Melo 2A
Driller 21
%. Mol
%. Mol
%. Mol
%. Mol
%. Mol
L. del P. 104
Caracol 13
B. 6 Aguila
%. Mol
%. Mol
Nitrógeno
0.63
1.19
0.54
0.60
0.97
1.15
0.29
Metano
26.19
13.85
5.83
9.29
5.73
16.48
8.19
Bi
Biox.
C b
Carbono
71 58
71.58
83 65
83.65
92 66
92.66
88 49
88.49
92 09
92.09
80 43
80.43
90 4
90.4
Etano
0.84
0.70
0.63
0.74
0.51
0.84
0.66
Ac. Sulfhídrico
0.00
0.00
0.00
0.04
0.00
0.00
0.00
Propano
0.43
0.28
0.25
0.29
0.25
0.43
0.26
Iso Butano
0.66
0.04
0.03
0.04
0.03
0.06
0.03
Butano Normal
0.18
0.11
0.08
0.13
0.10
0.18
0.09
Iso Pentano
0.06
0.03
0.02
0.05
0.04
0.07
0.02
Pentano Normal
0.08
0.05
0.03
0.07
0.05
0.09
0.02
A c t i 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
Actividad 2004
Loc.
oc. Me
Mex Gul
Gulf 2A
Loc. Carbono 1
Objetivo
Evaluar el potencial e incrementar la
producción de Gas Co2 en el área
Quebrache.
Obtener
información
para
conocimiento del campo
p
A c t i v o
d e
mayor
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
Gráfica de Prueba Presión - Producción
Mex Gulf 2A
Análisis Cromatográfico
C
Componente
t
% mol base seca
Nit
Nitrogeno
M t
Metano
0.5022
A c t i v o
1.4942
d e
CO2
Et
Etano
H2S
97.616
0.1303
0.0000
P
Propano
iB t
i-Butano
n-Butano
B t
iP t
i-Pentano
n-Pentano
P t
E
Exanos+
+
P r o d u c c i ó n
0.1259
0.0148
P o z a
0.0528
R i c a
0.0148
-
0.0256
0.0228
A l t a m i r a
Total
100.0
Grafica de Presión Producción
Carbono 1
%m ol
Base
Seca
%peso
Base Seca
Nitró geno
0.1282
0.0900
M etano
12.068
4.7700
85.483
92.680
Etano
1.0483
0.7800
Á cido Sulfhídrico
0.0466
0.0400
P ro pano
0.6541
0.7100
i-B utano
0.0926
0.1300
n-B
n
B utano
0 2322
0.2322
0 3300
0.3300
i-P entano
0.0729
0.1300
n-P entano
0.0953
0.1700
Com ponente
Bióxido de Carbono
Hexano s+
0.0790
0.1700
100.00
100.00
A c t i v o
d e
%m ol
Base
Seca
%peso
Base
Seca
Nitró geno
0.0276
0.0200
M etano
8 7842
8.7842
3 3900
3.3900
Com ponente
Bióxido de Carbono 89.256
94.550
Etano
0.7869
0.5700
Á cido Sulfhídrico
0.0554
0.0500
P ro pano
0.5783
0.6100
i-B utano
0.0797
0.1100
n-B utano
0.2155
0.3000
i-P entano
0.0645
0.1100
n-P entano
0.0916
0.1600
Hexano s+
0.0603
0.1300
P r o d u c c i ó n
P o z a
R i c a
Análisis
Cromatográfico
-
A l t a m i r a
Pozos actualmente productores de CO2.
Campo Ébano-Pánuco
Pozos actualmente
productores de CO2.
Campo Ébano-Pánuco
Mayor Producción
M
P d
ió
Carbono-1 4.2
Mex Gulf 2A 3.2
Caracol 56
0.60
L.del Pozo104
3.0
Caracol 13
0.59
Melo 2A
0.75
Caracol 15
0.59
V. Otates 7
0.75
Menor Producción
0.46
Paz 1
C
Corona
86
0.20
0.20
Drillers 21
0.37
Kermex 53
Aguila 7A
Financiera 1
Drillers
ll
19
9
0.30
0.22
Taraco 2
0.20
0.18
Mex-Gulf 61
0.12
Caracol 54
0.59
Crédito 2
02
0.21
Total
A c t i 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
16.73
Pozos actualmente productores de CO2.
Campo Ébano-Pánuco
Componente
% Mol
Nitrógeno
0.4148
Metano
8.0926
CO2
89.9893
Etano
0.5199
Acido Sulfídrico
0.0000
Propano
0.5667
i-Butano
0.0459
N-Butano
0.1562
i-Pentano
0.0567
N-Pentano
0.0770
Hexanos
0.0770
Pozos
Producción BPD
Ébano
59
456
Pánuco
43
345
Cacalilao
69
572
171
1,373
Red de Bombeo Neumático
Bat. 2 Calentadores
2.80 mmpcd
23.0 kg/cm²
Caracol 15
Caracol 13
TAC
Crédito 2
Financiera 1
Vál l de
Válvula
d control
t l
Driller 21
Est. VI Águila
3.1 mmpcd
21 kg/cm²
100.0000
Cacalilao
18 kg/cm²
E-41
Sector
TAC
Driller 19
16.900 KM 6”
Paz
Válvula
de control
Bat. Vega de Otates
Bat.
1.267 mmpcd
21.5 kg/cm²
Pozos
de BN
Est. Palangana
3.68 mmpcd
38 kg/cm²
Pozos
de BN
TAC
Pozos
de BN
Quebrache
Loma del Pozo 104
Pánuco
É
Ébano
A c t i v o
Instalación Palangana
2 Calentadores Ébano (E‐41)
d e
P r o d u c c i ó n
Presiones
Antes Después Antes Después
kg/cm2 kg/cm2
33
38
22
23
15
18
P o z a
R i c a
56.5 kg/cm²
Carbono 1
Mex Gulf 2A
-
A l t a m i r a
Oportunidades de Desarrollo (CO2)
Pozo Mex Gulf 2A
Pozo Carbono 1
Pozo L del P 104
Pozo Mex Gulf 2A
Loc. Propuestas
Loc de Desarrollo
Pozo Lagartero 101A
Pozo Cahuayotes 102
Toda el Área
TDEM
Loc. LP 102A
Loc. MS 2A
LP104
Q-7
M Gulf 2A
Loc. Carbono 1
Kts
Área =
Espesor =
Poros. =
Sw =
Vol. de Gas =
33 Km2
39.4 m
11%
20%
518 BCF
Área =
Espesor =
Poros. =
Sw =
Vol. de Gas =
65 Km2
72 m
13%
22%
2.14 TCF
Vol. Original
A
h
phi
Sw
Vol. Roca
Vol. Poroso
Gas
(Km2)
(m)
(frac)
(frac)
(m3 * 106)
(MMm3)
(TCF) @ C.S.
72.00
0.13
0.22
5472
711
2.5
76
A c t i v o
d e
P r o d u c c i ó n
P o z a
R i c a
Área =
Espesor =
Poros. =
Sw =
-
A l t a m i r a
422 Km2
50 m
8%
20%
Utilización CO2 Área Quebrache
Proyecto
y
Integral
g
Tamps-Const (opcion 1) : 77 Km
Tamps-Const.
Tamps-Const. (opcion 2) : 75Km
Arenque: 40 Km
Soledad-Coyotes: 171 Km
Ébano – Panuco - Cacalilao: 25 Km
A c t i 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
Pozos productores de CO2.
Campo Ébano-Pánuco
P i
Presiones
Instalación Palangana
2 Calentadores
2 Calentadores Ébano (E‐41)
A c t i v o
d e
P r o d u c c i ó n
P o z a
R i c a
-
Antes kg/cm2
33
22
15
Después kg/cm2
38
23
18
A l t a m i r a
Carbono 1
Campo Ébano-Pánuco
A c t i 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
Ilustrativo
Escenarios de Producción
Área Contractual Pánuco
Ejercicio con datos y proyección solo para como
ejemplo ilustrativos
Barriles por d
día
Enfoque:
Escenario base (Reserva PDP):
ƒ Extraer 2.84 millones de barriles y 5.9 bcf
ƒ 193 pozos en operación
Escenario Medio
((Reserva hasta 2P):
)
• Escenario basado en la perforación de 297 pozos,
incluye la instalación de 252 sistemas artificiales.
Escenario Alto (Reserva hasta 3P mas Prospectiva):
• Extraer 128.4 millones de barriles y 22.7 bcf .
• Escenario basado en la perforación de 1,130 pozos incluye la
instalación de 960 sistemas artificiales.
A c t i v o
d e
Millo
ones de pies cúb
bicos por día
• Extraer 37.5 Millones de barriles y 12.2 bcf.
P r o d u c c i ó n
La Gráfica de Gas no tiene el mismo perfil que la Gráfica de Aceite, debido a que la
producción de los pozos con alta RGA actuales dominan el comportamiento de la
producción de Gas de los pozos programados perforar que son de baja RGA
No se considera el Gas en el
Petróleo Crudo Equivalente por
contener un alto porcentaje de
CO2, por lo que no se
comercializa
P o z a
R i c a
-
A l t a m i r a
Retos y expectativas
Área Contractual Pánuco
‰ Retos:
Optimización
Producción
-Pozos Productores Actuales:
de
sistemas
de
Pánuco
-Formaciones Productoras Actuales: Continuar con su desarrollo
-Formaciones Prospecto:
Posibilidad
de
Explotar
las
F
Formaciones
i
K
T
Tamaulipas
li
Superior e Inferior y J San Andres
productoras en campos vecinos
-Manejo de la Producción:
Optimizar el transporte de la
producción por oleoductos y en
estaciones de recolección
‰ Expectativas:
‰ -Desarrollar Recurso Prospectivo
‰ -Recuperar la Reserva certificada 2P
‰ -Incrementar el factor de recuperación con implementación de
recuperación mejorada
‰ -Incorporar Reservas adicionales con soporte en nuevos estudios de
desarrollo de los Yacimientos
A c t i 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
Marginalidad
Área Contractual Pánuco
Producción
Pánuco
vs
Pánuco
1563
0
500
A c t i v o
1,000
d e
1,500
Costo de Producción 2011
2,000
P r o d u c c i ó n
7.8
0
P o z a
5
R i c a
-
A l t a m i r a
10
Puntos de Medición
Área Contractual Panuco
• Contratista
entregará
y
PEP
recepcionará
producción
acondicionada
• El contratista manejara producción
externa
proveniente
de
las
corrientes E-41
E 41 y G Méndez
• Infraestructura necesaria para medir
con medidor másico y muestreador
automático
A c t i 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