area contractual ebano panuco

7/23/2019 Area Contractual Ebano Panuco

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Presenta:Presenta:

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

Enero 2012Coordinación de Diseño de Explotación - Tampico



Área Contractual Altamira

G o l f o

Arenque

Área:

Altamira

Al tamira

M é x i c o1,626 km2

Ébano Corcovado

Área:2,035 km2

Pánuco Topila

Cacalilao

Salinas

Limón Pánuco

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)



Contenido

Área Contractual PánucoUbicación

Datos generales

Producción y reservas

Geometría de pozos

Infraestructura

Áreas de oportunidad

• Localizaciones y Reservas

• Resultados de pozos

• Producción por pozo

• Optimización de la producción

Escenarios

• CO2


Punto de medición

e os y expec a vas



Ubicación

Área Contractual Pánuco 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

Límite del área contractual

1,839 km2 Costera del Golfo, en la porción Norte del estado de Veracruz. Cubre una superficie

de 1,839 Km2.

Antecedentes del campo:

.

POZO INICIO PRODPROD INICIAL

BPDFIN PROD

ACUMULADAMBLS

ESTATUS OBSERVACIÓN

Laguna 7 01/06/1908 186 01/06/1926 1,209 Productortaponado

Pozo mas antiguo

CoordenadasUTM_WGS84

X Y

587,481.4 2,479,194.8

Zurita 3 01/08/1914 11,596 01/12/1928 23,634Productortaponado

Pozo mayoracumulada

, . , , .606,502.9 2,457,172.4

615,092.6 2,457,233.4

615,322.3 2,425,867.7 Laguna 7


, . , , .

568,718.1 2,455,115.5

587,616.4 2,455,210.0

Pipe line discharging at a sump from the wellCorona P-5. Field San Manuel, 1 Km north from

Pánuco Village, July 19th, 1917



Datos generales

Área Contractual PánucoDATOS FORMACIÓN PRODUCTORA

Fecha de descubrimiento 1904

Inicio de explotación 1904 (Pozo La Pez-1)

Formaciones roductoras Ksf Kan

Tipo de FormaciónCarbonatos Naturalmente

FracturadosProfundidad Cima 300-800 mvbnm

Espesor 70-140 m

Porosidad 6-12 %

Permeabilidad 1-1,000 mD

Pozos con Registros Geofísicos 94

Localizaciones Propuestas a Perforar 395 Desarrollo

Dificultad de Perforación Baja

Sísmica existente630 Km 2D

²

Área contractual

Pánuco 1,839 Km²

DATOS DE YACIMIENTOSDensidad del Aceite 10-13 ºAPI

-

Viscosidad del Aceite 300-700 cp @ Py & TyPresión Inicial Yacimiento No determinada

Presión Actual Yacimiento 40-50 Kg/cm2

Temperatura del Yacimiento 40-45 ºC

Mecanismo de Empuje Expansión roca – fluido


Área Desarrollada 140 km2



Columna Estratigráfica de Interés Económico

Área Contractual Pánuco




Registros


Registros

(RG, DLL, NPI, DT, HCS)

81

Registros

Especiales(FMI, Sonic

Scanner, VSP)13

RegistrosEvaluados 94




Sísmica


Información Sísmica

Reprocesada (150 Km)Calidad Porcentaje

Buena 40 %

Regular 60 %

OriginalOriginal


XLine 10370 KPSTMXLine 10370 KPSTM



Cromatografía


ComponenteCacalilao

1128HPanuco

1008Polla

37Sinclair

143Sinclair

143

%mol Base Seca

. . . . .

Metano 42.9100 38.9916 18.8906 37.7116 37.7116

Dióxido de Carbono 47.7800 55.5230 76.7655 59.7036 59.7036

Etano 0.9100 2.4960 0.9279 0.6594 0.6594

Ácido Sulfhídrico 0.0800 0.0000 0.2738 0.3612 0.3612

ropano . . . . .

i-Butano 0.0700 0.1172 0.1332 0.0594 0.0594

n-Butano 0.2200 0.2876 0.5384 0.2143 0.2143

i-Pentano 0.0600 0.0774 0.2254 0.0734 0.0734

n-Pentano 0.0600 0.0772 0.2767 0.0759 0.0759

Hexanos 0.0500 0.0596 0.2217 0.0463 0.0463

100.00 100.00 100.00 100.00 100.00

70

80

a

CO2

10

20

30

40

50

60

%

m o l B a s e S e

c


0

Cacalilao

1128H

Panuco

1008

Polla

37

Sinclair

143

Dióxido de Carbono



Viscosidades


40000

30000

35000

20000

25000

C O S I

D A D ( c p )

Pánuco 1003H

Pánuco 1008H

Pánuco 1047H

10000

15000 V I

Cacalilao 1136H

Cacalilao 1138H

Polla 37

0

5000


20 25 30 35 40 45 50

TEMPERATURA (°C)



Rango de presiones

Área Contractual Pánuco100

8079 79

80

c m 2

58

62

59

56

62

66

60

636364

68

64

58

5655

58

61616062

52 52 5252

60

o r p o z o ,

K g

434344

37

4644444545

43

37

40

48

37

41

50

44

50

41

50

41

3735

41434344

4039

43

46

41

45

39

42

38

4846

424444

37

4342

45454343

46

41

35

40

4445

44

403939

36

4342

40

43

46

42

48

43

3836

4140

43424241

4443

48

45

39

4445

38

46

43

46454545

3939

444546

47464444

40 P r e s i ó n

32 32

20


0 20 40 60 80 100 120 140 160

Registros de presión (Fondo Cerrado)



Área desarrollada



Se han desarrollado140 km2 de 1,839 km2



Producción y Reservas


CamposÁreaDesarrollada

por Campo(km2)

Volumen Original 2P FR [%]

Producción

Acumulada

Reservas

Remanentes 2P[MMb / MMMpc] Total 2P [MMb / MMMpc] [MMb / MMMpc]

Aceite Gas Aceite Gas Aceite Gas AceiteGas

natural

Cacalilao 4|.5 2,681.5 8,813 11.6 0.09 285 821 26.7 2.5Panuco 65.3 3,649 10,613 10.6 0.10 364.5 1,085 20.7 3.2

DATOS DE PRODUCCIÓNPorcentaje de Agua 35-40 %

Producción Acumulada 703 MMb

Relación Gas Aceite 1,112 M3/M3


Salinas 12.8 170.3 340.5 11.3 0.25 17.6 83.7 1.7 2.8Topila 20.4 357.5 1,293.4 10.3 0.12 35.9 155.8 0.8 3.7

Total 140 6,858.7 21,060 11.0 0.10 703 2147 49.9 12.2

Inyección de Fluidos No Aplica

Sistema de Producción FL, BM, CP Y BN



Producción 2008-2011





Incorporación de Reservas





Geometría de pozos

Área Contractual PánucoTipo IHorizontal sin agujero piloto, toma de información y perforación horizontal a 900 md.

POZOS ANTIGUOS (256) POZOS NUEVOS (21)

Tipo III

Tipo II

Horizontal incluye agujero piloto a 470 m. toma de información yperforación horizontal a 900 md.

ozo ar erena

or zon a nc uye agu ero p o o a m. oma einformación en yacimientos profundos y perforaciónhorizontal 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

1ª Etapa 0–48 mFluidos base

a ua(1.02-1.10 gr/cm3)

2ª Etapa 48-250 m Fluidos baseagua (1.02-1.15 gr/cm3)

3ª E tapa 250-PT mSalmueraPotásica

(1.02-1.06 g/cm3) conequipo bajo balance(1.02-1.06 gr/cm3)

TIPO Capacidad

UOPRA Perf 300 HP

Equipos utilizados


4ª Etapa 250-PT mdSalmueraPotásica

(1.02-1.06 g/cm3) conequipo bajo balance(1.02-1.06 gr/cm3)

Compañía Perf 750 HP

Compañía TRP 450 HP

Compañía Pulling 300 HP



Infraestructura

Área Contractual PánucoDATOS INFRAESTRUCTURA DE PRODUCCIÓN

Estaciones de recolección de Aceite 27

Capacidad de Almacenamiento 119.07 MbEstaciónEstación

San ManuelSan ManuelInfraestructura compartida de producción:- Oleoductos

- Gasoductos- Acueductos- Red eléctrica- Caminos

Si

SiSiSiSi

Infraestructura de recolección de Gas No se tiene

Mapa instalaciones recolección Adjunto

EstaciónEstación EstaciónEstación

PiedrasPiedras MinervaMinerva




Instalación de Estructuras Lacustres


Se han instalado 7 estructuras lacustres en el áreacontractual Pánuco durante el año 2011.

Pánuco 1003H Pánuco 1008

Lo cual mediante esta pr ctica, nos permite asegurar unaproducción de + 150 barriles por día, evitando el cierre

de estos pozos en época de contingencias meteorológicasy con ello perdidas económicas de varios millones dedólares.

7

2

73%

27%

Ugarte 9DHerradura 5D

Pánuco 1003H

Mahuaves 6TMahuaves 5Mahuaves 12T

Instaladas Por Instalar

Producción

Pánuco 1047H

Ugarte 9D

100

150

200

150

50

20025%

Herradura 5D

Pánuco 1007


0

Asegurada Por Instalar Total

75%Pánuco 1008

Medición



Oleoducto

Oleoducto PCC-Refinería Madero

Refinería Madero

Est. de Calentamiento

y Rebombeo Matillas

Est. de CalentamientoPalomas 10 Est. de Calentamiento

Chila 20 Est.

de

Calentamiento

Planta

Central Cacalilao

Planta CentralCacalilao

EstaciónPalomas 10

Estación

Chila 20

Est. y Reb.

MatillasEstación

AnáhuacRefinería

Madero

Presión de Oleoducto (Kg./cm2) 48 32 18 1.8/33 10 1.5

Temperatura de entrada (OC) - 40 39 38 39 40

Temperatura de salida (O

C) 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 lossistemas 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 laaplicación de procesos de recuperación secundaria y/o mejorada y nuevos sistemas

de explotación.



Localizaciones Prospectivas en Fracturas

Pánuco




Modelo Estático Área Contractual Pánuco

Configuración de los siete eventos interpretados en vistas de planta y 3D

Ksf Kan Kts

Kto Kti Jim

Bas


Para el modelo est tico del rea contractual P nuco se integraron los rasgos geol gicos regionales como: tipos de estructura,

direcciones principales, fallas, fracturas, flexuras, buzamientos y discordancias, se incorporaron los aspectos tectónicos.



Modelo Geoquímico

Modelo tridimensional(Basamento- Cretácico Superior)

Focos de generación(Jurásico superior)


• 56 pozos muestreados en superficie con su producción actual• Todo el hidrocarburo es generado en el Jurasico Superior



Modelo Geoquímico Área Contractual Pánuco

Flujo migratorio hacia estructuras altas

de fallas parcialmente abiertas, mostrandoáreas potenciales de acumulación




Modelo Estático Área Contractual Pánuco

Datos disponibles:

2muestrasPVTdecrudo. Cacalilao-4016HySinclair-143Hperforadosen2006

Cruz 3D

San Manuel 5

Corona 75

Zurita 3


Aceite.Acumulado ( Mbbl )

0 11750 23500



Historia de Producción y Declinación Área Contractual Pánuco

105

Working Forecast ParametersDi : 0.0592718 A.e.qi : 1568.6 bbl/dti : 12/01/2011

104

b l / d

te : 12/31/2026Final Rate : 624.131 bbl/dCum. Prod. : 709858 Mbbl

Cum. Date : 12/01/2011Reserves : 5645.83 MbblReserves Date : 12/31/2026EUR : 715504 Mbbl

703000 Mbbl

103 A

c e i t e . D

i a r i o ,

b

106

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 21102

FECHA

102

103

104

105

A c e i t e .

D i a r i o ,

b b l / d


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 1810

0

101

FECHA

Di : 0.0592718 A.e.qi : 1568.6bbl/dti : 12/01/2011te : 12/31/2021Final Rate : 847.104 bbl/dCum. Prod. : 709858 MbblCum. Date : 12/01/2011Reserves : 4312.94 MbblReserves Date : 12/31/2021EUR : 714171 Mbbl

Corona 75

emex



Historia de Producción y DeclinaciónPemex 1127

300

100

50

i t e . D

i a r i o ,

b b l / d

10

A c e

Working Forecast Parametersb : 0Di : 0.026429 A.e.

5

qi : 42.6084 bbl/d

ti : 10/01/2011te : 10/31/2026Final Rate : 28.4476 bbl/dCum. Prod. : 144.458 MbblCum. Date : 10/01/2011Reserves : 193.105 MbblReserves Date : 10/31/2026


2007 08 09 10 11 12 133

FECHA

EUR : 337.563 Mbbl



Historia de Producción y DeclinaciónCorona 75

105

Working Forecast ParametersDi : 0.0626774 A.e.qi : 24.9563 bbl/dti : 12/01/2011

103

10 Final Rate : 9.40132 bbl/dCum. Prod. : 11542.8 MbblCum. Date : 12/01/2011Reserves : 87.7748 MbblReserves Date : 12/31/2026EUR : 11630.6 Mbbl

10

2

. D i a r i o ,

b b l / d

101

A c e i t

100


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 2410

-1

FECHA



Interpretación de pruebas de Variación de Presión Área Contractual Pánuco

Análisis de 13 pruebas de variación de presión

Pozo Daño.Pi

Lpca

k.h

md.pie

K

md

Cac -1129H* 1.05 461.104 1180000 1680

- * - . .

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

Salinas 9D

Caracol 13Corona 47Trans 282

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

Drillers 19

Caballero 1C

Cac 4016HSincl 380H

Cac 1129HSinc 143

Pem 1127Cac 1128H

nc a r - - . .

Cacalilao-1128H 0 554.448 46200 210

Salinas-9D -3.34 724.668 7360 23.6

Manguitos 1


* Identificación de doble porosidad en cuatro pozos.



Definición de Modelo de Doble Porosidad Área Contractual Pánuco

Presión (Curva de Incremento)

a o e poros a en ca a por

pruebas de presión corresponde aprobable flujo en el yacimiento deMatriz a Fractura y/o microfractura -

1er. Derivada de la Presión

rac ura

Doble Porosidad




Identificación de doble porosidad Área Contractual Pánuco

CACALILAO No. 1129H

C 0.053 Bbl/lpc

Daño 1.05

Pi 461.104 Lpc

K 1680 md

Omega 0.0104

-. -

Kz/kr 9.09

Periodo de almacenamientodel pozo de 24 horas Sección del primer flujo radial

0.32h

Respuesta de Modelo

de Doble Porosidad




Resultados Área Contractual Pánuco

ResultadosPánuco 1047H

Pánuco 1000H

Polla 37

Sinclair 143




Resultados Pánuco 1000H Área Contractual Pánuco




Resultados Pánuco 1008H Área Contractual Pánuco




Producción por pozo Área Contractual Pánuco

10080

80%

20%83 Pozos269 Bpd

70

8060

70 ozos

1,294 Bpd

40

50

60

40

50

e s

p o r d í a

P or c en t a j eA c

20

30

20

30

Producción Porcentaje

B a r r i l u

m ul a d o

0

10

0

C O 1

0 0 0 H

A O 1

1 3 8 H

C L A I R

1 4 3

E R E N A

7 B

E M E X 1 1 1 9

O R O N A

7 5

P O L L A

3 7

U C O 1

0 0 8

A O 4

0 1 2 H

C O 1

0 4 7 H

L I N A S

9 D

N S C O 3

0 9

C I O N A L 4 1

G A R T E

9 D

R A C O L 1 5

A O 4

0 1 6 H

A O 1

1 3 3 H

I O N A L 2 8 5

E M P I R E 6 5

O 1

1 3 2 D H

I O N A L 2 7 4

I R A L D A

9 I

N

G U L F 7

R B O N O 1

B

M P I R E 2 7 9

O N A

1 5 8 C

E M E X 2 1 0 7

I O N A L 1 7 5

N T O R O 3

3

G U I L A

3 D

M P I R E 3 6 4

E M E X 2 0 3 0

C R U Z 3 D

R O N A

2 0 7

O L E S 1 2 C

M E L O 2

C

C L A I R

3 1 3

I E D R A S 6 C

R O N A

1 3 5

E M E X 2 0 1 7

L A S

1 0 0 2 D

I O N A L 1 7 1

R O N A

2 0 2

N T O R O 2

3

I O N A L 2 2 2

B A L O 2

3 2

M P I R E 2 6 0

O N A

1 4 4 C

A N S C O 8

1

E N A

1 0 0 5

M P I R E 1 9 1

R O N A

1 6 1

M I L P A

6 1

I O N A L 3 1 7

M P I R E 2 1 8

H U A V E S

5

N S C O 3

0 7

C O 1

0 0 3 H

T I L L O 1

D C

A L O T E

1 C

N S C O 2

8 2

U A V E S

1 2

A L M E X

2 4

A C R U Z 9 T

I O N A L 2 8 9

E M E X 2 0 4 3

A N S C O 8

5

L O L D I 1 D B

G E N I O 4

3 0

N S C O 3

1 4

M I L P A

2 6

G U I T O S 1

A C R U Z 7 D

M P I R E 3 2 5

E M P I R E 3 1

R O N A

1 6 5

C R U Z 1 0 D

C R U Z 1 D

D R A S 2 4 T

I O N A L 2 3 5

I O N A L 2 5 8

I O N A L 1 9 8

A L M A S

5 0

N A L E S

8 8

S C O 1

4 4 D

N A L E S

8 9

R N

M E X 5 3


P A N

C A C A L I

S I N

B A R B P C

P A

C A C A L I

P A N S

T R

I N T E R N A U

C

C A C A L I

C A C A L I

I N T E R N A C

S I N C L A I R

C A C A L I L

I N T E R N A C

M E X I C C A

S I N C L A I R

E

C O P

I N T E R N A C

T A N

E P C C H I

S I N P I

C P

L A G U N A S

O

I N T E R N A C C

T A N

I N T E R N A C S

S I N C L A I R

E

C O T R

B A R B E

S I N C L A I R

E C

L A G U N A

D E L

I N T E R N A C

S I N C L A I R

E M T R

P A N

P E R E Z C A S

C A T R M A I

V E

I N T E R N A C P T

R I L I N

T R

L A G U N A

D E L M A

V E R

S I N C L A I R

E

S I N C L A I R C

V E R

V E R P I

I N T E R N A C

I N T E R N A C

I N T E R N A C P

F E R R

T R A

F E R R K E



Optimización de la producción Área Contractual Pánuco

Sistema de

Calentamiento Bombeo Mecánico Lineal

Iny. de

químicos

a pozos

. .


Control

de

Agua Cavidades Progresivas

Insertables



Inyección de reductores de viscosidadTubería Ca ilar

18.3 Kg/cm2

Estación CHIJOLITOEvaluación Pozo Rincón 1010

TV-535

1,500 bls

Cabezales

Prod.

Gral.Med.

Chijol-122

Chijol-120

6 “ Ø 6 “ Ø

Chijol-130

3.5 Kg/cm2

LDD=1960 m; Diámetro = 4”

1.7 Kg/cm240 rpm

”

TR 9 5/8” 22 m

TV-733

1,000 bls A Estac ión D-17 ó E-41

8“ Ø

4“ Ø

Chijol-1018

Chijol-14

Chijol-7

Rincón-1010

Rincón-1007

Chijol-1019

Llegada del Pozo

Llegada del Pozo

Camino-105

8“ Ø

Con Inyección de reductor de viscosidad

Sin Inyección de reductor de viscosidad

Varillas Grado D (78) :

7/8” = 47

Tubería Capilar ¼”

hasta 378 m, flejada a

TP 2 7/8” con inyección

de reductor de

Llegada del Pozo

Camino-11

Camino-106 Llegada del Pozo

Chijol-132

Llegada del Pozo

Camino-14

Nivel Dinámico

373 m

355 m

351 m

TR 6 5/8” 360 m

viscosidad base agua

375 m

La inyección de reductor de viscosidad disminuyeel efecto de contrapresión en la línea de descarga,con lo que se recupera el nivel dinámico,ermitiendo aumentar la velocidad del sistema e


PT 425 m

incrementar la producción del pozo,



Reductores de viscosidad

60,000

Análisis de ViscosidadMuestras Tomadas el 30/09/2010

Oleoducto PCC‐Refinería Madero

40,000

50,000

Efecto de reducción de Viscosidad

20,000

30,000

V i s c o s i d a d

( c P

0

10,000

PCC PALOMAS CHILA 20 MATILLAS ANÁHUAC

Temperatura (°C)


Nota: El cambio de viscosidad observado, es producto de la inyección de mejorador de viscosidad en elproceso de transporte del aceite. Este cambio se mantiene a lo largo de todo el oleoducto.



Cable Caliente Área Contractual Pánuco

Objetivo: Desbloqueador Longitudinal de Columna de Producción

Compatibilidad:Bombeo de Cavidades Pro resivas CP Bombeo Mecánico (BM)

Bombeo Neumático (BN)Bombeo Electrocentrífugo (BEC)Flujo Natural (FL)

so e ap ares

Características:

Alta viscosidad Equipo en carrete


Resuelve problemas

de parafinas

Todo el Equipo es transportable

en una camioneta




Dentro de la TP, la velocidad relativa de cada corte

teórico de fluido, además del rozamiento contra la

Perfil de Velocidad del fluido

pare n erna, genera es uerzos que se oponen a

movimiento causando la contrapresión.

Creación de una subcapa laminar de alta temperatura

y baja viscosidad a lo largo de toda la Tubería de

Producción.

Pared de la TP

V El patrón velocidad se modifica

Las pérdidas por rozamiento viscoso se minimizan


Disminuyen los esfuerzos de corte y cae la

contrapresión




Anál is is de la variación de la Temperatura sobre la línea que va del pozo hacia la batería

Pozo Empire 340

40

45

)

Caso Empire 340

30

35

d e

l F l u i d o ( º

20

25

e m p e r a t u r a

Caso Longitud Limite LDD

10

15

0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000


s anc a m

Temp. Amb 15ºC Temp. Amb 25ºC Temp. Amb 35ºC



Bombeo Mecánico Lineal Área Contractual Pánuco

,una unidad de superficial para bombeo mecánico

convencional inteligente y compacta.

Mediante el comportamiento de las cargas en elmotor eléctrico es capaz de predecir elcomportamiento de la bomba subsuperfic ial.

Autocontrola la veloc idad de bombeode endiendo del llenado de la bomba subsuperficial.

Compacta y fácil de instalar.

e c au oma zac n

Instalado en Sinclair 143


Resultados Sinclair 143



Resultados Sinclair 143Pánuco



Control de Agua Área Contractual Pánuco

EMPACADORES Y RETENEDORES DE CEMENTO Permitenaislar fracturasqueaportanagua.


Empacador inflable con retenedor de cemento

“TAM” de 4 ¼” x 5 1/16”

Objetivo



Objetivo

Optimizar la producción de los pozos operando con sistemas artificiales de explotacióncon 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



Problemática

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

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)

• Altos costos de reparación de pozos• Interrupciones de la producción de pozos a

reparar (6 días/pozo)

• 46,000 USD/pozo• 240 días producción diferida (9´216,600 USD)

Elastomero

Des rendido

Fallas SubsuperficialesBombas Tubulares

Noviembre 2010

Bombeo Pozos

Proyecto EPC

Número de Pozos (413)Sistemas Artificiales de Producción Dic‐2009

Rotor Partido

5.63%

Elastomero

Desgarrado

2.25%

1.12%64

BCP Tubular

50

Bombeo

75

Neum tico

224

Elastómero con mala adherenciaElastómero dañado por ro tor partidoRotor partido

Premisas:Costo Bl: 64 USD

Prod /Día/pozo : 15 bls

Planteamiento de la Solución e Implementación



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

costo de intervención ronta reactivación del ozo eficiente trans orte de aceite altamente

viscoso.

Sarta de VarillasImplementación o Alternativa de Solución:

Convertir pozos a sistema de producción con Cavidades Progresivas Insertables

TP

Estator

Ventajas:

• Facilidad para insertarlas y recuperarlas sin

Impacto:

• Uso de equipo pequeño no

Rotor

Anc la An ti torque

• Bajo costo de intervención

• Rapidez de intervención

• Terminaciones de pozos fluyentes preparados

para convertirlos a Cavidades Progresivas

• 5,000 USD/Intervención

• 2 días/pozo

• Se puede convertir el pozo a

Cavidades Progresivas Insertables

Insertables

• Cambios de tamaño de bomba (producción

esperada)

cuando lo requiera el pozo

• Optimizar la producción con cambios

de bombas de diferentes capacidades

cuando lo requiera el pozo

B fi i E d



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 dePozos a CPI

Disminución de Producción Diferida porReparación de Pozos con CPI

Ahorro en Reparaciones (CPI)



Antecedentes Campos CO2

Descubierto en 1915

Pozo descubridor American Fuel-1

2 ,

Profundidad Final 985 m.

Formación Tamaulipas Superior.1923 se perforó el pozo Quebrache-1 con una producción

, .

Datos Históricos de Producción

Globe Petrolium Co. #5

Periodo:1923-1929 (150 MMPC CO2)


mper a ompany

Mexican Sinclair Corporation #2

Mexican Gulf Oi l Company #2



Imperial 7 (Quebrache 7)

Pozo consecionado a la Cía. Liquid CarbonicProducción actual estimada 3.0 MMPCDFluye por 2 ramales de 3”Pozo cerrado desde Noviembre de 2003Presión en TP 70 k /cm2 Octubre 2005

Manifestaciones de CO2 a 844 m.

1ª reintervención 19 de marzo de 19602ª reintervención 23 de julio de 19603ª reintervención 27 de septiembre de 1960




Datos Históricos CO2

150 150 150 150

40

60

80

80

00

20

d

e C O 2

50

1510

320

40

60

e s d e p 3 / d

LOMA DEL POZO 104LOMA DEL POZO 104. .

0

Q U E B

- 5

Q U E B

- 7

M E X -

G U L F

- 2

M E X - S I N C L E

A R

E R I C A N

F U E L - 1

Q U E B

- 1 0

T R O P O

L I T A N - 1

L P - 1 0 4

L P - 1 0 2

H U A Y O

T E S - 1

0 2 M i l l o


A C



Cromatografía Actual

Caracol 15 Paz 1 L. del P. 104 Melo 2A Driller 21 Caracol 13 B. 6 Aguila

NitrógenoMetano

0.63

26.19

%. Mol

1.19

13.85

%. Mol %. Mol %. Mol %. Mol %. Mol

0.54

5.83

0.60

9.29

0.97

5.73

1.15

16.48

0.29

8.19

%. Mol

Biox. Carbono

Etano

Ac. Sulfhídrico

.

0.84

0.00

0.43

.

0.70

0.00

0.28

.

0.63

0.00

0.25

.

0.74

0.04

0.29

.

0.51

0.00

0.25

.

0.84

0.00

0.43

.

0.66

0.00

0.26

Iso Butano

Butano Normal

Iso Pentano

0.66

0.18

0.06

0.04

0.11

0.03

0.03

0.08

0.02

0.04

0.13

0.05

0.03

0.10

0.04

0.06

0.18

0.07

0.03

0.09

0.02

Pentano Normal0.08 0.05 0.03 0.07 0.05 0.09 0.02




Actividad 2004

Loc. Mex Gulf 2ALoc. Carbono 1

Objetivo

Evaluar el potencial e incrementar la

2

Quebrache.

Obtener información para mayor conocimiento del cam o




Gráfica de Prueba Presión - Producción

Mex Gulf 2A

Análisis Cromatográfico


100.0100.0

omponen e rogeno e ano 2 ano 2 ropano - u ano n- u ano - en ano n- en ano xanos+

% mol base seca 0.5022 1.4942 97.616 0.1303 0.0000 0.1259 0.0148 0.0528 0.0148 0.0256 0.0228



Grafica de Presión Producción

Carbono 1

Componente

%mol

Base

Seca

%peso

Bas e Seca

Nitrógeno 0.1282 0.0900

M etano 12.068 4.7700

Componente

%mol

Base

Seca

%peso

Base

Seca

Nitrógeno 0.0276 0.0200

Bióxido de Car bono 85.483 92.680

Etano 1.0483 0.7800Ácido Sulfhídrico 0.0466 0.0400

Propano 0.6541 0.7100

i-Butano 0.0926 0.1300

-

. .

Bióxido de Carbono 89.256 94.550

Etano 0.7869 0.5700

Ácido Sulfhídrico 0.0554 0.0500

Propano 0.5783 0.6100

i-Butano 0.0797 0.1100


. .

i-Pentano 0.0729 0.1300

n-Pentano 0.0953 0.1700

Hexanos+ 0.0790 0.1700

100.00 100.00

n-Butano 0.2155 0.3000

i-Pentano 0.0645 0.1100

n-Pentano 0.0916 0.1600

Hexanos+ 0.0603 0.1300

AnálisisCromatográfico

Pozos actualmente productores de CO2.



p 2

Campo Ébano-Pánuco

3.0L.del Pozo104 0.59Caracol 13

0.75V. Otates 7

3.2Mex Gulf 2ACarbono-1 4.2

ayor ro ucc n

0.60Caracol 56

0.59Caracol 15

0.75Melo 2A

productores de CO2.Campo Ébano-Pánuco

0.59Caracol 54

0.20Paz 1

Menor Producción

0.20Kermex 53

0.20orona

0.12Mex-Gulf 61

0.30Aguila 7A 0.18Taraco 2

0.46Crédito 2

0.22Financiera 1

0.37Drillers 21


0.21Drillers 19

TotalTotal 16.73

Pozos actualmente productores de CO2.



p 2


Red de Bombeo NeumáticoRed de Bombeo NeumáticoCaracol 15

Bat. 2 Calentadores2.80 mmpcd23.0 kg/cm²

Componente % Mol

Nitrógeno 0.4148

Metano 8.0926

CO2 89.9893

Sector Pozos Producción BPD

Ébano 59 456

Pánuco 43 345

Cacalilao 69 572

Caracol 13

Crédito 2

TAC

Etano 0.5199

Acido Sulfídrico 0.0000

Propano 0.5667i-Butano 0.0459

N-Butano 0.1562

171 1,373

vu a e con ro

Válvula

de control

Driller 21

16.900 KM 6”

Paz

Driller 19

BatBat. Ve a de Otates. Ve a de OtatesTAC

Est. VI Águila3.1 mmpcd21 kg/cm²

i-Pentano 0.0567

N-Pentano 0.0770

Hexanos 0.0770

100.0000

E-41

Pozosde BN

Pozosde BN

TAC

1.2671.267 mmpcdmmpcd21.5 kg/cm²21.5 kg/cm²

1818 kg/cm²kg/cm²

Est. Palangana3.68 mmpcd38 kg/cm²

Pozosde BN

Loma del PozoLoma del Pozo 104104QuebracheQuebrache

56.5 kg/cm²Presiones


bano

MexMex Gulf Gulf 2A2A

CarbonoCarbono 11

Instalación kg/cm2 kg/cm2

Palangana 33 382 Calentadores 22 23

Ébano (E

‐41) 15 18

Oportunidades de Desarrollo (CO )



Oportunidades de Desarrollo (CO2)

Pozo L del P 104

Pozo Mex Gulf 2APozo Carbono 1

Pozo Lagartero 101APozo Cahuayotes 102

TDEM Toda el Área

Loc. LP 102A

Loc. MS 2A

Loc. Carbono 1

M Gulf 2AQ-7

LP104

Loc. PropuestasLoc de Desarrollo

Pozo Mex Gulf 2A

Kts

Área = 33 Km2

Espesor = 39.4 mPoros. = 11%

Sw = 20%Vol. de Gas = 518 BCF

Vol. Original

Área = 65 Km2

Espesor = 72 mPoros. = 13%Sw = 22%Vol. de Gas = 2.14 TCF


A h phi Sw Vol. Roca Vol. Poroso Gas

(Km2) (m) (frac) (frac) (m3 * 106) (MMm3) (TCF) @ C.S.

76 72.00 0.13 0.22 5472 711 2.5

Área = 422 Km2

Espesor = 50 mPoros. = 8%

Sw = 20%

Utilización CO2 Área Quebrache



2

Pro ecto Inte ral

- .

Tamps-Const. (opcion 2) : 75Km

Arenque: 40 Km

Soledad-Coyotes: 171 Km

Ébano – Panuco - Cacalilao: 25 Km


Pozos productores de CO2.É




res ones

Antes Después

Instalación kg/cm2 kg/cm2

Palangana 33 38

2 Calentadores 22 23

Ébano (E‐41) 15 18


Carbono 1É





Escenarios de ProducciónÁ

Ilustrativo




Enfoque:

d í a

Ejercicio con datos y proyección solo para comoejemplo ilustrativos

B a r r i l e s p o rEscenario base (Reserva PDP):

Extraer 2.84 millones de barriles y 5.9 bcf

193 pozos en operación

Escenario Medio

(Reserva hasta 2P):

i c o s p o r d í a

La Gráfica de Gas no tiene el mismo perfil que la Gráfica de Aceite, debido a que laproducción de los pozos con alta RGA actuales dominan el comportamiento de laproducción de Gas de los pozos programados perforar que son de baja RGA

• Extraer 37.5 Millones de barriles y 12.2 bcf.

• Escenario basado en la perforación de 297 pozos,incluye la instalación de 252 sistemas artificiales.

n e s d e p i e s c ú

No se considera el Gas en el

Petróleo Crudo Equivalente porcontener un alto porcentaje deCO2, por lo que no secomercializa

Escenario Alto (Reserva hasta 3P mas Prospectiva):

• Extraer 128.4 millones de barriles y 22.7 bcf .


M i l l• Escenario basado en la perforación de 1,130 pozos incluye la

instalación de 960 sistemas artificiales.

Retos y expectativasÁ C l Pá




-Pozos Productores Actuales:Optimización de sistemas deProducción

-Formaciones Productoras Actuales: Continuar con su desarrollo

Posibilidad de Explotar las

Pánuco

-Formaciones Prospecto:ormac ones amau pas

Super ior e Infer ior y J San Andresproductoras en campos vecinos

-Manejo de la Producción:Optimizar el transporte de laproducción por oleoductos y en

estaciones de recolección

Expectativas: -Desarrollar Recurso Prospectivo

-Recuperar la Reserva certificada 2P

-Incrementar el factor de recuperación con implementación de

-Incorporar Reservas adicionales con soporte en nuevos estudios dedesarrollo de los Yacimientos


MarginalidadÁ C t t l Pá




Producción vs Costo de Producción 2011

7.8Pánuco1563Pánuco

0 5 100 500 1,000 1,500 2,000


Puntos de MediciónÁrea Contractual Panuco



Área Contractual Panuco

• Contratista entregará y PEPrecepcionará producciónacondicionada

• El contrat ista manejara producciónexterna proveniente de las

-

• Infraestructura necesaria para medir con medidor másico y muestreador automático


area contractual ebano panuco

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