asignación a-0269-m-campo perdiz pemex exploración y
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Solicitud de Aprobación de Modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción
Asignación A-0269-M-Campo PerdizPemex Exploración y Producción
Marzo 2020
gob.mx/CNH I rondasmexico.gob.mx I hidrocarburos.gob.mx 2 Área de Protección
47%53%
Duración total del proceso Días hábiles ( 38 dh)
PEP 20
CNH 18
Total 38*
Presentación MPDE
20/12/2019
Atención de aclaraciones
31/01/2020
Presentación ODG
17/03/2020
Relación Cronológica
*No considera los 10 dh de atención a prevenciones del Operador
gob.mx/CNH I rondasmexico.gob.mx I hidrocarburos.gob.mx 3 Área de Protección
Generalidades de la Asignación
Fuente: CNH
AsignaciónA-0269-M-Campo Perdiz
(a) 1 pozo corresponde al Campo Aral (Aral 24), 6 exploratorios y 23 de desarrollo de Perdiz
Características A-0269-M-Campo Perdiz
Área (km2) 47.728
Ubicación22 km al NW de Tierra Blanca,
Veracruz
Fecha de emisión 13 de agosto de 2014
Vigencia 20 años
Tipo Extracción
Profundidad media (mvnm)
2,870
Pozos perforados 30(a)
Yacimientos Plioceno InferiorMioceno Medio
Eoceno Superior-Medio-Inferior
Tipo de fluido (°API) Aceite negro (13.9 - 22.3)
A nivel Nacional 102°- en producción
gob.mx/CNH I rondasmexico.gob.mx I hidrocarburos.gob.mx 4 Área de Protección
Etapa 1: Descubrimiento del Campo en 2001. Inicio el desarrollo en 2004 en el yacimiento Em_20 con 10 pozos.
Etapa 2: En 2007 inició el desarrollo del yacimiento Em_3 y Em_50, en 2009 el MM-10 y en 2014 el yacimiento MM-55. Incrementó el corte de agua.
Etapa 3: Inicia la operación de sistemas artificiales con bombeo mecánico (BM) e inyección de químicos a pozos. Actualmente 3 operan con BM.
Etapas de desarrollo del Campo
0.0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
3.0
3.5
4.0
4.5
5.0
5.5
0.0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
3.0
3.5
4.0
4.5
5.0
5.5
2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019
Qg
(MM
pcd
)
Qo
(Mb
d),
Qw
(Mb
d)
A-0269-M-Campo Perdiz
1 2 3
gob.mx/CNH I rondasmexico.gob.mx I hidrocarburos.gob.mx 5 Área de Protección
Justificación de la modificación del Plan
Variaciones del Plan
Número de pozos a perforar.
Volumen de hidrocarburos a producir en un año.
Justificación
Perforación de 3 pozos menos.
Pozos con alto corte de agua .Disminución de la reserva y del factor de recuperación.
gob.mx/CNH I rondasmexico.gob.mx I hidrocarburos.gob.mx 6 Área de Protección
Alternativa 1
✓ Sin perforaciones.
✓ Menor actividad física.
✓ Menor volumen a recuperar.
✓ VPN / VPI DI negativo.
Alternativa 2
✓ 3 perforaciones más que la alternativa 1.
✓ Mayor inversión
✓ Mayor volumen a recuperar que la alternativa 1
✓ VPN / VPI DI positivo
CaracterísticasAlternativa 1 Alternativa 2
Seleccionada
Pozos a perforar 0 3
Terminación de pozos 0 4
RMA’s 6 9
RME’s 92 123
Inversiones (MMUSD) 62.05 87.27
Gastos de operación (MMUSD) 6.35 12.10
Volumen a recuperar (MMb) 1.69 3.41
Volumen a recuperar (MMMpc) 3.13 4.22
VPN AI (MMUSD) 39.02 83.80
VPN DI (MMUSD) -6.69 0.43
VPI (MMUSD) 43.11 66.45
VPN/VPI AI 0.91 1.26
VPN/VPI DI -0.16 0.01
Alternativas de Desarrollo
gob.mx/CNH I rondasmexico.gob.mx I hidrocarburos.gob.mx 7 Área de Protección
0.0
0.2
0.4
0.6
0.8
1.0
1.2
1.4
1.6
2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039
Qo
Mb
d
Alternativa 2
Alternativa 1
Producción de aceite
Vigencia de la Asignación
2034
Alternativa 12034
Alternativa 22034
Volumen a recuperar (MMb)
1.63 3.33
Alternativa 1. Considera realizar 6 RMA y 92 RME.
Alternativa 2. Considera perforar 3 pozos, 9 RMA y 123 RME.
L. E.
gob.mx/CNH I rondasmexico.gob.mx I hidrocarburos.gob.mx 8 Área de Protección
0.0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
3.0
2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039
Qg
MM
pcd
Alternativa 2
Alternativa 1
Producción de Gas
Vigencia de la Asignación
2034
Alternativa 12034
Alternativa 22034
Volumen a recuperar (MMMpc) 3.06 4.14
Alternativa 1. Considera realizar 6 RMA y 92 RME.
Alternativa 2. Considera perforar 3 pozos, 9 RMA y 123 RME.
L. E.
gob.mx/CNH I rondasmexico.gob.mx I hidrocarburos.gob.mx 9 Área de Protección
Volumen a recuperar 2020-2034 3.33 MMb4.14 MMMpc
Pozos 2020-20343 Perforaciones9 RMA118 RME25 Taponamientos
Costo Total 2020-203490.65 (millones de dólares)
77.67 Inversión11.85 Gasto de operación1.13 Otros egresos
Alcance del Plan de Desarrollo (Alternativa 2)
1234
Programa de Aprovechamiento de Gas Natural
No sufre modificación y sigue vigente Resolución CNH.E.37.002/18
Medición de hidrocarburos
No sufre modificación y sigue vigente Resolución CNH.E.38.009/17
gob.mx/CNH I rondasmexico.gob.mx I hidrocarburos.gob.mx 10 Área de Protección
0
1
2
3
4
2015 2018 2021 2024 2027 2030 2033 2036 2039
Qg
(MM
pcd
)
Qg histórico Plan Nuevo Plan Vigente
0
1
2
3
2015 2018 2021 2024 2027 2030 2033 2036 2039
Qo
(Mb
d)
Qo Histórico Plan Nuevo Plan Vigente
Límiteeconómico
Comparación de Plan vigente vs modificación propuesta
Vigencia2034
Límiteeconómico
Vigencia2034
Volumen total a recuperar MMb
Plan vigente 2040 (V): 6.58
Real 15-20 (R): 2.00
Diferencia R-V: -4.58
PDEM 2039: 3.41
Volumen total a recuperar MMMpc
Plan vigente 2040 (V): 3.76
Real 15-20 (R): 3.69
Diferencia R-V: -0.07
PDEM 2039: 4.22
gob.mx/CNH I rondasmexico.gob.mx I hidrocarburos.gob.mx 11 Área de Protección
El Programa de Aprovechamiento de Gas Natural Asociado fue analizado por estaComisión y se concluye que la solicitud no considera actualización, por lo tanto semantiene en los términos aprobados por esta Comisión.
98% 98% 98% 98% 98% 98% 98% 98% 98% 98% 98% 98% 98% 98% 98% 98% 98% 98% 98% 98%
85%
90%
95%
100%
2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039
MA
G
MAG Programada (%) MAG Mínima (%)
Programa de aprovechamiento de gas
gob.mx/CNH I rondasmexico.gob.mx I hidrocarburos.gob.mx 12 Área de Protección
Medición de Hidrocarburos del Campo Perdiz (2020-2039)
E. M. C.
PLAYUELA
E. M. C. PAPAN
Instalación Fluido Tipo de Medidor
EMC Papan Petróleo Ultrasónico
EMC Playuela Gas Ultrasónico
Inyección a
pozos
Batería de Separación
Perdiz
Medición Operacional
Medición Referencia
Punto de Medición
Medición Agua
Gas a quemador
Coriolis
Ultrasónico
Llegada otras corrientes
Mezcla
Gas
Petróleo
Agua congénita
SeparadorMóvil
Campo Ixachi 24” Ø x 23 km
12” Ø x 14 km
16”
Ø x
49 k
m
Campo Perdiz
10”, 4” Ø
Placa de Orificio
Interconexión
gob.mx/CNH I rondasmexico.gob.mx I hidrocarburos.gob.mx 13 Área de Protección
a b c d
Descripción Plan vigente Real2015 – Mar/20
Propuesta MPDE
Dif.[(b-a) - c]
Perforación de pozos (No.) 8 2(a) 3 -3Terminaciones (No.) 8 1 (b) 4 -3
RMA (No.) 8 6 9 +7RME (No.) 80 123 +43
Ductos 1 0 2 +1Plataformas / Peras 0 0 0 0
Comparación de Plan vigente vs modificado propuesta
Vigencia2034
Inversión a 2019(MMUSD)
Plan vigente 2040 (V): 111.5
Real 15-20 (R): 44.0
Diferencia V-R: 67.5
PDEM 2039: 87.3
0
5
10
15
20
25
2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 2031 2033 2035 2037 2039Plan Inv Vig. Plan Mod. Inv. Real Inv.
(a) Perdiz 41 y Perdiz 580(b) Perdiz 41
gob.mx/CNH I rondasmexico.gob.mx I hidrocarburos.gob.mx 14 Área de Protección
Costo Total
Costo Total$94.20 MMUSD
Actividad Sub-Actividad Total(MMUSD)
DesarrolloConstrucción Instalaciones $4.73General /a $3.98Perforación de Pozos /b $24.17
Producción
Construcción Instalaciones $1.35Ductos $4.70General /a $12.75Ingeniería de Yacimientos $1.07Intervención de Pozos $14.11Operación de Instalaciones de Producción $19.34Seguridad, Salud y Medio Ambiente $1.23
AbandonoDesmantelamiento de Instalaciones $3.82Otras Ingenierías $0.47Seguridad, Salud y Medio Ambiente $1.36
Programa de Inversiones (Inversión y Gasto Operativo) $93.07Otros Egresos /c $1.13
Costo Total $94.20
Desarrollo34.90%
Producción57.91%
Abandono5.99%
Otros egresos
1.20%
Las sumas pueden no coincidir con los totales por cuestiones de redondeo.
a. Incluye, entre otros, gastos administrativos, mano de obra, materiales y servicios generales.b. Incluye 15.78 MMUSD asociados a la perforación de los pozos propuestos en la modificación del Plan de
Desarrollo y 8.39 MMUSD correspondientes a un saldo pendiente de la perforación y terminación del pozo Perdiz-41 (4.73 MMUSD) y de la perforación del pozo Perdiz-580 (3.66 MMUSD). Lo anterior, a decir del Asignatario, debido a las políticas de pago que maneja, que en algunos casos puede llegar a ser de hasta 180 días para cada contrato.
c. Monto que el Operador refiere a las erogaciones por concepto de manejo de la producción en instalaciones fuera de Perdiz.
gob.mx/CNH I rondasmexico.gob.mx I hidrocarburos.gob.mx 15 Área de Protección
RecomendacionesLa información adquirida de los nuevos pozos, permitirá actualizar el modelo estáticoy dinámico de los yacimientos para disminuir la incertidumbre de las reservas arecuperar del escenario de extracción propuesto, optimizando la estrategia deextracción del campo.
Seguimiento continuo a toma de información y producción de agua paraimplementar acciones oportunas que eviten la irrupción abrupta en los nuevospozos del campo e identificar los contactos agua-aceite de los yacimientos.
Determinar el diámetro de estrangulador óptimo en los nuevos pozos para evitarconificación de agua. Optimizar las condiciones de operación de la unidades de BM.A mediano plazo visualizar la diversificación de SAP.
Cumplimiento a los tiempos y costos de los pozos nuevos para garantizar larentabilidad del proyecto.
Tomar experiencias técnicas que se tienen del mismo campo y de campos análogosen este tipo de yacimientos de arenas, para evitar la irrupción de agua y rápidadeclinación de la producción en los pozos nuevos.
Simulación de yacimientos
Seguimiento y monitoreo
Lecciones aprendidas
Productividad de Pozos
Rentabilidad
gob.mx/CNH I rondasmexico.gob.mx I hidrocarburos.gob.mx 16 Área de Protección
Cumplimiento de la normatividad aplicable
Cumplimiento de la Ley de Hidrocarburos (LH)
Artículo 44, fracción II
Cumplimiento de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia
Energética (LORCME)
Artículo 39
Cumplimiento de los Lineamientos de Planes
Artículo 10, De la aprobación previa de los Planes.
Artículo 21 al 26, Del procedimiento de modificación delPlan.
Artículo 58 y 59, De las características de la aprobación del Plan de Desarrollo para la Extracción.
Artículo 62, De la modificación del Plan de Desarrollo para la Extracción.
Cumplimiento de los Lineamientos Técnicos en Materia de Medición de Hidrocarburos
42, Fracción I- XIV
26, 28, 29, 30, 31, 32 y 33, De la determinación de la calidad
34,35,36 De los balances
7,10 De la Gestión y Gerencia de la medición
43, Fracción IV Opinión de SHCP
Cumplimiento de las Disposiciones Técnicas de Aprovechamiento de gas natural
Asociado
Artículo 5
Artículo 14, Fracciones II, III
gob.mx/CNH I rondasmexico.gob.mx I hidrocarburos.gob.mx 17 Área de Protección
Resultado del dictamen
Derivado del análisis presentado, se propone el dictamenTécnico en sentido favorable con respecto a la modificaciónal Plan de Desarrollo para la Extracción asociado a laAsignación A-0269-M-Campo Perdiz, presentado por PemexExploración y Producción, mismo que de ser aprobado, estarávigente a partir de su aprobación y hasta que concluya lavigencia de la Asignación o se apruebe una modificación.
gob.mx/CNH I rondasmexico.gob.mx I hidrocarburos.gob.mx 18
gob.mx/CNHhidrocarburos.gob.mxrondasmexico.gob.mx
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