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Establecer una metodología para
la evaluación y reactivación de
los campos maduros en base a
criterios definidos para su
reactivación mediante el uso de
métodos de recuperación
secundaria y mejorada y la
diversificación de los sistemas
artificiales de producción
aplicados en campos maduros.
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PAÍS DEFINICIÓN
Argentina
1. Aquellos yacimientos que se encuentran en su curva de declinación luego de haber alcanzado su
pico de producción.
2. Aquellos yacimientos que han caído por debajo del límite económico de rentabilidad luego de
transcurridos los períodos de recuperación primaria y secundaria y requieren de un proceso de re-inversión.
ColombiaUn campo pasa a la categoría de maduro cuando comienza a declinar el máximo de producción que ha
alcanzado y para mantener sus niveles se requiere aplicar métodos, como la inyección de agua que
mantenga la presión desplazando los hidrocarburos hacia los pozos, minimizando su declinación.
Ecuador Aquellos de baja prioridad operacional o económica considerados así, por encontrarse lejanos a la
infraestructura de PETROECUADOR, por contener crudo de baja gravedad (crudo pesado), o por
necesitar técnicas de recuperación excesivamente costosas.
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Criterio Referencias
Externas (2000)
Ley Federal deDerechos
(2007)
STE(2008)
SPyE(2009)
Plan de Negocios(2010)
Condicióndel campo
• Un porcentaje
significativo de
pozos cerrados
en relación con
los pozos enoperación
• Campos con
requerimientos
de tecnología
especializada
• Número de pozos
cerrados mayor al de
pozos en operación
• Pozos sin producción pero
susceptibles de reactivar• Campos con desarrollo
diferido
Límite deproducción
• Producción
promedio por
pozo no mayor a
300 bpced
• Producción por
campo menor a
12,000 bpd
• Producción por campo
menor a 1,000 bpced
Costos yrentabilidad
• No es
económicamente
viable para desarrollar
• La definición también
se relaciona con el
portafolio y la
capacidad económica,
técnica – o un
mandato regulatorio
• Costo de
producción
mayor a
US$13.5/bpce
• Bajo índice de
rentabilidad
• Altos costos de
producción
• Costo de
producción mayor
a US$10/bpce
• Costo total mayor
a US$20/bpce
• Solo es rentable
antes de
impuestos
• Costos de producción
mayor a US$15/bpce
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“ Para PEMEX Exploración y Producción (PEP) un Campo
Maduro es aquel al que no se le asignan recursos suficientes
por tener bajos índices de rentabilidad, altos costos de
producción así como requerimientos de tecnología
especializada”
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P r o d u c c i ó n d e a
c e i t e
Grado de explotación
20% 40% 100%
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TIPO DE RECUPERACIÓN FACTOR DE RECUPERACIÓN (%)
Recuperación primaria 2 al 30
Recuperación secundaria 30 al 40
Recuperación mejorada, que puede ser o
no económica > 40
Yacimientos de gas 70 al 80
Inyección de vapor 30 al 50
Debido a la diversidad de las características petrofísicas y complejidad entre los campos, varían considerablemente
los factores de recuperación de aceite .
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Tiempo
$
Ingresos Costos deProducción Factor deRecuperación Abandono
Ingresos
Costos de
Producción
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Características principales:
Vida de producción mayor a 30 años.
Bajos factores de recuperación.
Avanzado estado de agotamiento.
Altos porcentajes de declinación de producción.
Pozos inactivos, y los activos presentan problemas para producir.
No se han realizado nuevas perforaciones, ni reparaciones de
pozos en los últimos años, o se han realizado muy pocos.
Limitado uso de nuevas tecnologías.
Muy baja ó casi nula asignación de recursos.
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Se puede determinar también un “factor de
madurez” que se define como una relación de
la producción y su producción acumulada en
diferentes años de la vida productiva del
campo.
Se calcula mediante la siguiente fórmula :
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A lo largo de su historia, PEMEX ha descubierto más de 958 camposproductores de hidrocarburos.
958
418
540
Camposdescubiertos
CamposProductores y no
productores
Campos
descubiertos
Camposproductores
Campos no
productores
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El 80% de la producción fue aportada por tan sólo 28 campos, que representan
aproximadamente el 6.7 % del total de campos productores.
418390
28
20%
80%
Campos productores Producción total*
Campos productores
Número de campos de
menor productividad
Número de campos de
mayor productividad
20% de la produccióntotal
80% de la producción
total
*Producción 2009
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Por otro lado, se observa una clara tendencia de declinación en la producción de
aceite (del orden del 6.7% anual), debido a que la mayoría de los principalescampos en explotación se encuentran en la etapa madura de su vida productiva .
2010 2013
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(Fuente: BP Statistical Review)
* Tasa anual de crecimiento compuesta
**Indice de madurez Recuperación Final: Producción total acumulada + reservas remanente 2P
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0
5
10
15
20
25
30
35
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
CAMPOS DESCUBIERTOS
(Fuente: Anuario Estadístico 2012 PEMEX)
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(Fuente: Datos de SIE-SENER.)
Mmbd
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
2 0 0 1
2 0 0 2
2 0 0 3
2 0 0 4
2 0 0 5
2 0 0 6
2 0 0 7
2 0 0 8
2 0 0 9
2 0 1 0
2 0 1 1
2 0 1 2
2 0 1 3
2 0 1 4
2 0 1 5
2 0 1 6
Petroleo Crudo Inversión
Mayor inversiónpara mantener laproducción
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Canalización y producción de fluidos indeseables.
Bajas eficiencias de desplazamiento y barrido .
Baja productividad de los pozos.
Falta de presión a nivel de pozo y yacimiento.
Infraestructura sobredimensionada y cercana al
término de su vida útil.
Altos costos de producción.
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¿El campo esrentable después
de impuestos?
¿El campo esejecutable por PEP
(capacidad deejecución presupuestal
y organizacional)?
PEP ejecuta elcampo
Se ejecuta el campocon un Nuevo
Modelo de Negocio
¿El campo es rentableantes de impuestos?
¿El campo seríarentable bajo la
administración deun tercero? El campo no se
ejecuta
SI
NO
SI
NO
¿El campo esejecutable por PEP
(capacidad deejecución presupuestal
y organizacional)?
PEP ejecuta elcampo
Se ejecuta el campocon un Nuevo
Modelo de Negocio
Se ejecuta el campocon un Nuevo
Modelo de Negocio
SI
NO
SI
NO
SI
NO
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Los retos que se han identificado para establecer el proceso de
reactivación de un campo maduro, se necesitan habilidades
especiales, como las siguientes:
Re-interpretar datos sísmicos.
Entender las complejas fuerzas geomecánicas que actúan en elyacimiento.
Realizar análisis detallados de los escenarios bajo condiciones de
incertidumbre para producir el plan que mejor se adapte a sus
objetivos.
Identificar zonas que se han dejado de lado.
Determinar volúmenes de aceite residual, económicamente
recuperable.
Sintetizar los registros petrofísicos precisos de los pozos cercanos.
Determinar saturaciones de agua, porosidades y permeabilidades.
Diseñar programas de perforación infill en zonas identificadas como
potenciales.…
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Cont…
Optimizar los equipos en pozos e instalaciones superficiales de
explotación.
Establecer programas oportunos de mantenimiento a ductos e
instalaciones.
Diversificación de los Sistemas Artificiales de Pozos
Diseñar y aplicar programas especiales de estimulación de pozos.
Mejorar la conductividad de las fracturas.
Maximizar la producción desde el subsuelo a la superficie.
Usar técnicas de perforación y terminación bajo balance.
Reducir la producción de agua. Reducir los tiempos y costos de la perforación e intervención de
pozos.
Obtener oportunamente permisos ambientales.
Establecer plan y programas de desarrollo sustentable.
Entre otros...
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RECUPERACIÓN PRIMARIA
FLUJO NATURAL SISTEMAS ARTIFICIALES DE PRODUCCION (SAP)
Bombeo Mecánico (BM)
Bombeo Neumático (BN)
Bombeo De Cavidades Progresivas (BCP)
Bombeo Electro Centrifugo (BEC)
Bombeo Hidráulico (BH)
Embolo Viajero
DESPLAZAMIENTO
RECUPERACIÓN SECUNDARIA
MANTENIMIENTO DE PRESIÓN
Inyección De Agua
Inyección De Gas
Por Agua
Por Gas
RECUPERACIÓN TERCIARIA
MISCIBLES/INMISCIBLES QUÍMICOS
Hidrocarburos
CO2
Nitrógeno
Gas De Combustión
Alcalinos
Polímeros
Polímeros Microbianos
Espumas
TÉRMICOS
Combustión In Situ
Inyección Cíclica De Vapor
Desplazamiento De Vapor
Desplazamiento De Agua Caliente
R E C U P E R A C
I Ó N C O N V E N C I O N A L
R E C U P E R A C I Ó N M E J O R A D A
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Mejorar el conocimiento del yacimiento
Empleando técnicas como sísmica y toma de registros de pozos se puede
tener una mejor idea de las características de la formación.
Ejemplo: presencia de heterogeneidades
como la presencia de fallas, capas con
diferente permeabilidad
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Modelamiento total del Sistema
El análisis de redes permite encontrar
cuellos de botella, mejorar las
condiciones de operación de los equipos
(separadores, compresores, bombas,
etc.), y evaluar el impacto a los cambios
en la operación en los pozos como de las
instalaciones de explotación.
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Análisis Nodal
Objetivos :
1. Optimizar el sistema de producción.
2. Verificar cada componente del sistema
de pozo para determinar las perdidas
de presión
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Diversificación de los SAP
Cambios importantes y frecuentes que
modifican considerablemente las producciones
de un pozo COMO son los sistemas artificiales:
• Instalar o cambiar un método de
levantamiento artificial
• Cierre de algunos de pozos con alto % de
agua
• Selección y diseño de los SAP
• Evaluar nuevas tecnologías
• Cambiar los tamaños de los equipos de
SAP en superficie.
APAREJO DE CAVIDADES
PROGRESIVAS
HIGHLAND
BCP Fluyentes
BM
BN
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Perforación Infill
Otra de las técnicas para
aumentar el factor de
recuperación de un campo es
la propuesta de perforación de
pozos intermedios (perforación
INFILL), con esta técnica se
logrará efectuar un barrido de
las zonas que potencialmente
tienen aceite.Pozo exploratorio
Pozo Productor
Pozo Cerrado
Pozo intermedio (infill)
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Inyección de AguaLa inyección de agua es el proceso por el cual el aceite es desplazado hacia
los pozos de producción por el empuje del agua. Esta técnica no es usada
en campos petroleros que tienen un empuje natural de agua.
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Inyección de Gas
La inyección de gas para incrementar
la productividad de los pozos es
usualmente definido como
mantenimiento de presión del campo,
en un proceso para incrementar la
recuperación de hidrocarburos puede
ser clasificado como un proyecto de
recuperación mejorada.
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Inyección de Vapor
Generalmente en yacimientos con aceite extrapesado, una vez que la producción en
frío ha alcanzado su límite económico, el próximo paso es generalmente la
recuperación asistida mediante inyección de vapor. La técnica de inyección de vapor
consiste en estimular los pozos productores con inyección de vapor por ciclos para
su posterior explotación mediante la implantación de un sistema artificial.
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G a s t o
d e A
c e i t e
Tiempo
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RECOPILACION,CLASIFICACION YVALIDACION
ESTUDIOSESPECIALES
IDENTIFICACIONDEL POTENCIAL
EVALUACIONFINANCIERAPRELIMINAR
Conforme los
datos sonrecolectados,
surgen nuevas
interrogantes.
Se elaboran
estudios con losque se visualiza
de manera mas
clara el campo.
De acuerdo a lo
evaluado conanterioridad se
reconoce y
valida el
potencial con el
que aun cuenta
el campomaduro.
Se visualiza la
rentabilidad dela reactivación.
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• Área : 13.01 Km2
• Localización: A 8 km al W de la Cd. de
Villahermosa, Tabasco
• Acceso: Carretera federal Villahermosa-
Cardenas, a la altura del Km 6+500 parte
de un camino pavimentado de 2.45 Km,que da acceso al Campo.
• Descubrimiento: 1962
Carrizo 1, (productor aceite y gas ,
14 ° API, intervalo 1464 - 1477 m)
• Pozos perforados: 43• Mecanismo de producción:
recuperación primaria
• Cierre del Campo: en Diciembre de
1999; teniendo una producción de
857 bpd.
CampoCarrizo
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Concepto Unidad
Superficie 13.01 Km2
PozosPozos perforados 43Pozos en operación 0
Campo Carrizo
Reservastotales
al01 ENERO 2010
51.1 mmbpce
Tipo de HCAceite negroPesado (22 °API) yExtra-pesado (7-12°API)
Producción actual Campo cerrado
Reforma energética :Nuevos modelos de ejecución
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• Plan de reactivación inmediata 15 oportunidades identificadas
• Definición de reentradas
Terminaciones• Definir los diseños óptimos de terminaciones
• Perforación de pozos no convencionales
• Optimización en los tiempos y costos de perforación
Modelos
geológicos
• Adquisición de información sísmica 3D
• Caracterización estática y dinámica de las arenas• Generación de nuevas localizaciones
Reparaciones
mayores
Instalaciones• Uso de las instalaciones existentes
• Mantenimiento de las instalaciones existentes y construcción de
infraestructura para pozos nuevos
• Diversificación de los sistemas artificialesSAP
Aplicación detecnologías paracrudos pesados
• Inyección de vapor
• Empleo del bombeo multifásico
• Definición de ubicación de interconexiones y selección de tipo de
medidores.Medición de Hcs.
• Armonía con la comunidad, desarrollo sustentableAspectos sociales
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Instalaciones
Distancias
Comunidades
TramoDist.(km.)
Condiciones
Libramiento arco noreste
(de circuito del golfo -4.1
Asfaltado en buenas
condiciones
Acceso a Cia.
Schulumberguer – Arco
noreste
4.4Terracería en malas
condiciones
Entrada a PEMEX, Agenciade ventas
1.8 Pavimentado en condicionesregulares
Circuito del golfo (Vhsa. -
arco noreste)4.5
Pavimentado en buenas
condiciones
Simbología de caminos
Acceso a Cía. Schulumberger
Circuito del Golfo
Caminos Vecinales
Arco Noreste Vhsa.
Acceso a Agencia de Ventas
Restringida
Condicionada a POEET
Autorizada
Condicionada a Estudios de Factibilidad Ecológica
SOCIAL:
Conflictividad
RiesgosSindicatos
MuyAlta
Alta Media Baja SinConflicto
NNacajuca
Centro
1.74 km.
1.45 km.
2.37 km.
1.21 km.
1.25 km.
1.78 km.
2.0 km.
4.5 km.
1.65km.
5.15km.(a Vhsa.)
1.4 km.231-24-10 Has
Área expropiada
Responsable: Usufructuarios de caminos deacceso y localizaciones / VecinosCausa Probables: Confrontación legal /inconformidad de intervención
AMBIENTAL
Entorno
Zona poblacional
Zona
poblacional
Zona poblacional
Partida
Militar
Agencia
de
ventas
Zona
industrial
Ampliación
de
Zona
industrial
Zona
poblacional
Zona
poblacional
Zona
poblacional
U.A.G.
Zona poblacional
Zona poblacional
Schlumberger
Corredor urbanoindustrial No.3
Corredor urbanoindustrial No.2
Corredor urbanoindustrial No.1
+
Posible proliferación de
sindicatos 25
7
24
12
2
15
13
8
201
3 38
1 y 1D16
17 y 17D
9
14
6 11
21 y 21D5
1036
43 y 44
42
35
37 y 40
419
30 y 39
31
2022
32
41
BATERÍA
23
Anacleto Canabal 3ª
Lázaro Cardenas 1ª
Polígono Operacional
= De interés / Normal
= De interés / En Juicio
= De interés / Expropiado= Taponado / Normal
SIMBOLOGÍA(Relleno= situación operativa
Contorno: situación Legal)
Unidad de Administración de Asuntos
Externos y Comunicación, Región Sur.Coordinación de Programación y Diagnósticos.
SITUACION ACTUAL
PERMISOS DE PASOS
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El 70% de la producción mundial acumulada proviene de campos que cuentan con grandes reservas
Más del 48% de la producción mundial proviene de campos maduros con más de 30 años de explotación, es decir,
contienen la mitad de las reservas mundiales de crudo, sin embargo, virtualmente dos tercios del crudo en estos campos
y un tercio del gas no se recupera.
La estrategia para aumentar el FR : es realizar estudios de factibilidad para la aplicación de sistemas de recuperación
secundaria y mejorada, reingeniería de los pozos, diversificación de sistemas artificiales y la aplicación de nuevas
tecnologías en pozos e instalaciones.
Actualmente muchos de estos campos operan, utilizando la tecnología implementada en la etapa desde su desarrollo
original.
A menudo, las compañías petroleras consideran, dado el potencial limitado de los recursos, tratar campos que
proporcionen producciones viables y mayores,
Antes de tomar la decisión de cerrar o abandonar un campo, se deberá de concientizar efectuar los análisis técnicos y
económicos para evaluar la rentabilidad del campo con la reserva remanente, por supuesto incluyendo; procesos de
recuperación secundaria, mejorada, diversificación de los sistemas artificiales de producción de pozos así como la
aplicación de nuevas tecnologías en pozos e instalaciones con la finalidad de aumentar el factor de recuperación.
Con sólo recuperar el 1% del petróleo que todavía no se ha podido extraer de los yacimientos en producción desde hace
30 años, las industrias de hidrocarburos del mundo obtendrían unos 10 mil millones de barriles de crudo adicionales
(1.600 millones de metros cúbicos) equivalentes al volumen mundial de reservas.
Los futuros Líderes de la industria petrolera están aquí en México
Hay muchas oportunidades para que el