sanchez magallanes
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Administración Integral de Yacimientos
“Proyecto de ExplotaciónOgarrio-Sánchez Magallanes”
Córdova Hernández Alejandra Grimaldo López Rodrigo Hernández Rivera Edgar López Chávez Paola Elizabeth Magallones Ríos Guillermo Salas Santiago Elena
Administración Integral de Yacimientos
El proyecto Ogarrio Sánchez Magallanes ‐ pertenece al Activo Integral Cinco Presidentes, en la Región Sur de Pemex
Exploración y Producción (PEP).
Geográficamente, se localiza en el sureste de México, al norte del Istmo de Tehuantepec
aproximadamente a 50 km al oriente de la ciudad de Coatzacoalcos, Veracruz, en la cuenca
Salina del Istmo, en la porción occidental del Estado de Tabasco.
Ubicación
Factor de Recuperación:
FACULTAD DE INGENIERÍA
Proyecto Fr (%) TotalInstantaneo
Fr (%) Proyectado
1P
Fr (%) Proyectado
2P
Fr (%) Proyectado
3P
Ogarrio-Sánchez Magallanes
25.34 29.84 28.90 29.68
FACULTAD DE INGENIERÍA
• Reservas:
Volumen original Reserva remanente de hidrocarburos Reserva de gas
Crudo Gas natural
Petróleo crudo
equivalente
Crudo Condensado
Líquidos de
planta *
Gas seco
Gas natural
Gas seco
mmb mmmpc mmbpce mmb mmb mmb mmbpce mmmpc mmmpc
6,167.0 114.4 91.2 0.0 9.3 13.9 107.2 72.5
Reservas probadas desarrolladas produciendo de hidrocarburos al 1 de enero de 2013.
Administración Integral de Yacimientos
Volumen original Reserva remanente de hidrocarburos Reserva de gas
Crudo
Gas natural Petróleo crudo
equivalente
Crudo Condensado
Líquidos de
planta *
Gas seco
Gas natural
Gas seco
mmb mmmpc mmbpce mmb mmb mmb mmbpce
mmmpc mmmpc
1.7 15.0 111.5 84.7 0.0 10.5 16.3 130.1 84.8
Reservas probadas desarrolladas no produciendo de hidrocarburos al 1 de enero de 2013
Administración Integral de Yacimientos
Volumen original Reserva remanente de hidrocarburos Reserva de gas
Crudo Gas natural
Petróleo crudo
equivalente
Crudo Condensado
Líquidos de
planta *
Gas seco
Gas natural
Gas seco
mmb mmmpc mmbpce mmb mmb mmb mmbpce
mmmpc mmmpc
6,752.2 6,182.0 267.2 208.0 0.0 23.4 35.8 282.4 186.0
Reservas probadas (1P) de hidrocarburos al 1 de enero de 2013
Administración Integral de Yacimientos
Volumen original Reserva remanente de hidrocarburos Reserva de gas
Crudo Gas natural
Petróleo crudoequivalente
Crudo Condensado
Líquidos de
planta *
Gas seco
Gas natural Gas seco
mmb mmmpc mmbpce mmb mmb mmb mmbpce
mmmpc mmmpc
6,852.3 6,334.7 332.3 259.4 0.0 28.9 44.0 346.8 228.8
Reservas probadas más probables (2P) de hidrocarburos al 1 de enero de 2013
Administración Integral de Yacimientos
Volumen original Reserva remanente de hidrocarburos Reserva de gas
Crudo Gas natural
Petróleo crudo
equivalente
Crudo Condensado
Líquidos de
planta *
Gas seco
Gas natural
Gas seco
mmb mmmpc mmbpce mmb mmb mmb mmbpce
mmmpc mmmpc
6,956.6 6,461.3 426.0 333.4 0.0 36.7 55.9 468.4 290.5
Producción acumulada
2012 al 1 de enero de 2013
PCE Crudo Gas natural PCE Crudo Gas natural
mmbpce mmb mmmpc mmbpce mmb mmmpc
44.4 35.1 42.6 2,172.4 1,785.4 2,198.7
Producción de hidrocarburos Producción Acumulada
Reservas Totales 3P de hidrocarburos al 1 de enero de 2013
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Características Generales del Proyecto
El área de estudio está conforma profundidades que varían entre los 2000 a 3200 m y está caracterizado por contener aceite ligero de 31 a 34°API.
Los yacimientos de los campos Otates‐Sánchez Magallanes son de la edad terciaria y se han identificando 86 cuerpos arenosos (20 en Otates y 66 en Sánchez Magallanes) dentro de las formaciones Concepción Superior, Concepción Inferior y Encanto.
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Figura 2. Estilo Estructural de los cuerpos de arena y geometría de la sal.
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Localización geográfica.
Los campos que forman parte del Proyecto Ogarrio-Sánchez Magallanes se localizan entre los límites de los estados de Veracruz y Tabasco. Se limita al norte por el Golfo de México, al sur por los plegamientos de la Sierra de Chiapas, al oeste por la cuenta terciaria de Veracruz y al este por la cuenca terciaria de Comalcalco. Este proyecto comprende un área de explotación de 10 820 Km^2
.
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1.Comparativo “Otates-Sánchez Magallanes”
1.- Campo Otates2.- Campo Sánchez MagallanesY de los cuales tenemos los datos de las siguientes Propiedades:
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Aspectos relevantes.
Historia de producción.
La perforación exploratoria en el área comenzó en 1959 con la perforación del pozo Sánchez Magallanes‐3, el cual entra en producción en diciembre de 1960, mediante terminación doble produciendo aceite de 33° API y gas en cuerpos arenosos, con una producción inicial de 277 bpd, RGA de 98 m3/m3, arenas provenientes de la formación Encanto del Mioceno Inferior.La primera etapa de explotación del campo, comprendida de 1960 a 1966, se caracterizó por la perforación masiva de pozos, llegando a ser de 383, con los cuales se alcanzó una producción máxima de 194,311 bpd de aceite y 32.5 mmpcd de gas. En el periodo de 1964 a 1965, se identificó una marcada declinación en la producción debido a la presencia de parafinas y arenamiento en los pozos. Se restableció la producción de 1968 a 1988.
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A partir de 1989, el campo presentó una declinación casi constante, con un incremento en la producción de agua y en la RGA, hasta producir en 2014 7,477 bpd de aceite y 12 mmpcd de gas. Por tal motivo en 1978 se implantó el sistema de inyección de agua a los yacimientos más depresionados. El comportamiento observado posteriormente indica una mediana respuesta a la inyección de agua, a pesar de los grandes volúmenes inyectados (baja eficiencia). Estos fuertes ritmos de inyección pudieron haber contribuido en el notable incremento del flujo fraccional de agua, por surgimiento prematuro de dicho fluido en los pozos productores.Por otro lado, en 1986 se inició la explotación de yacimientos de gas húmedo a través de seis pozos, que aportaron más de 21 mmpcd. Al abatirse la presión en un año, quedaron operando únicamente tres pozos con una producción total de 5 mmpcd.El campo continúo con una declinación constante y una disminución de pozos operando hasta el 2003 cuando se retoma la perforación de pozos intermedios en el área sur, para observar ligeros incrementos de producción.
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Edad del Campo Edad del Campo
Maduro-Marginal Joven
Blasillo Brillante
Cinco Presidentes Guaricho
Los Soldados Rabasa
Magallanes-Tucán-Pajonal
Ogarrio
Rodador
San Ramón
Campos del ProyectoLos campos que conforman el proyecto son los siguientes: Ágata, Arroyo Blanco, Arroyo Prieto, Bacal, Blasillo, Brillante, Cerro Naanchital, Cinco Presidentes, Concepción, Cuichapa-Poniente, El Burro, El Plan, El Tigre, Filisola, Guaricho, Gurumal, Ixhuatlán, Ixhuatlán Oriente, La Central, Lacamango, Laguna Nueva, Los Soldados, Magallanes-Tucán-Pajonal, Moloacán, Nelash, Nuevo Teapa, Ogarrio, Otates, Palmitota Oriente, Panal, Pomela, Rabasa, Rabón Grande, Rodador, San Ramón, Santa Ana, Santa Rosa, Tacuilolapa, Tiumut,Tonalá.
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Campos Área del Campo
Tipo de Yacimiento Tipo de Roca Porosidad(%)
Otates 12.44 Estructural-Estratigráfico
Areniscas 19-25
S. Magallanes78.51
Estructural-Estratigráfico
Areniscas 11-26
Campos Permeabilida
d
(md)
Espesor
Bruto
(m)
Espesor
Neto (m)
Profundidad
(m)
Otates 11-155 45 33 2,200
S.
Magallan
es
10-15190 60 2,500
Propiedades Petrofísicas
Administración Integral de Yacimientos
Campos Densida
d
°API
RGA
()
Qoi
(bpd)
P. Inicial
(kg/)
P. Actual
(kg/)(cp)
Otates 34 252 250 186-245 60-220 5.27-6.4
S.
Magallan
es
33234 277 100-301 80-246 8.02-
15.99
Campos Temp
(°C)
Boi
()
Rsi
()
P. Sat
(kg/)
Otates 71-89 1.56 191-237 186-245
S.
Magallan
es
54-1001.2-1.6 86-145 100-301
Propiedades de los Fluidos
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•Alineación estratégica
1.Objetivo.El objetivo del proyecto Ogarrio-Sánchez Magallanes es recuperar en el horizonte año 2013-2027, una producción acumulada de 257 MMB de aceite ligero y 339 MMMPC de gas asociado; se tiene contemplado, esencialmente, la perforación y terminación de 129 pozos, 1176 reparaciones mayores, 269 reparaciones menores a pozos y la construcción de la infraestructura necesaria para la explotación de los campos Rabasa, Guaricho y Brillante, así como actividades necesarias para la eficiente operación de las instalaciones de producción e infraestructura general.
2.Estrategias.A continuación se emiten recomendaciones que la Comisión considera pueden apoyar en la mejora de análisis de alternativas y su selección, lo que permitirá alcanzar mayores factores de recuperación de los campos del proyecto.
Para el desarrollo del proyecto PEMEX analizó y evaluó:
a) Se requiere un análisis exhaustivo de tecnologías para estar en posibilidad de determinar la combinación tecnológica óptima para obtener el máximo valor económico de los campos y sus yacimientos. Por lo anterior, la CNH considera que PEMEX debe mejorar el análisis que realiza para presentar las alternativas debido a que parecen ser estudios de sensibilidad de una sola alternativa.
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Además, no contempla un análisis por campo en temas fundamentales como administración de yacimientos, caracterización de yacimientos, adquisición de información para la actualización de modelos sistemas artificiales de producción, creación de los modelos de simulación, definición de los métodos de recuperación secundaria y/o mejorada a implementar en los campos del proyecto y optimización del manejo de la producción en superficie. La carencia de análisis de tecnologías alternativas en los aspectos antes señalados limita la identificación del plan óptimo de mantenimiento o administración de la declinación.
b) Relacionado con el punto anterior, la alternativa seleccionada se tuvo como base los indicadores económicos y el riesgo asociado, pero no se trata de una optimización de la estrategia de explotación. Se debe tener especial cuidado en optimizar la administración de los yacimientos para aumentar el valor del proyecto.
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c) PEMEX debe evaluar los métodos de recuperación mejorada en todos los campos del proyecto donde apliquen. d) La Comisión considera necesario que PEP incorpore, en el análisis de alternativas, la optimización y el mantenimiento de infraestructura que le permita mantener la seguridad y la rentabilidad en el largo plazo. e) Es importante que PEP describa detalladamente el tipo de tecnología que pretende utilizar con el fin de apoyar en la estrategia de explotación, relacionados con aspectos de limpieza de pozos, solución de problemas mecánicos, eficiencia del levantamiento artificial y control de agua, gas y sólidos producidos.
• Datos Geológicos:
• Se identifican tres unidades de roca que tienen condiciones para generar hidrocarburos,
• a) Jurásico Superior Oxfordiano, b) Jurásico Superior Tithoniano, c) Mioceno Inferior.
FACULTAD DE INGENIERÍA
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• Principales Plays del proyecto Holok1. Play Plioceno-Pleistoceno2. Play Mioceno Superior3. Play Mioceno Medio4. Play Mioceno Inferior5. Play Oligoceno 6. Play Eoceno-Paleoceno7. Play Cretácico Fracturado8. Play Cretácico Superior Brechas9. Play Jurásico
• Plays de comparación.
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Play Ubicación Hidrocarburo producido
Chicontepec Cuenca Tampico-Misantla Aceite de pesado a ligero
Mioceno-Plioceno Cuenca Tampico-Misantla Gas seco y húmedo
Arenas turbidíticas Cuenca Veracruz Gas seco
Arenas en Pliegues por inversión
Provincia del Sureste Gas y aceite ligero
• Datos Estructurales:
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Play Mioceno Inferior
Gas Húmedo
Base: Areniscas grano grueso
Cima: areniscas grano medio-grueso
Play Mioceno Medio
Gas Seco
La porosidad varía de 18 a 32 %
La permeabilidad alcanza hasta 1 Darcy
Play Eoceno-Paleoceno
Aceite Ligero
Lutitas
• Datos Técnicos:
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Propiedades físicas Datos promedio Unidades
Pb 235 [kg/cm2]Rs 214.54 [m3/m3]Bo 1.25 [m3/m3]Bg 0.0072 [m3/m3]Ø 20.375 %
Área 7836 [km2]
• Volumen Original
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12938 [mmbpce]
Concepto Unidades 2014 2015 2016 2017 20182011-2059
mmb
Producción de aceite
mbd 0 0 0 5 9 3,426
Concepto Unidades 2014 2015 2016 2017 20182011-2059 mmmpc
Producción mmpcd 0 0 38 206 428 9,819
de gas
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• Producción acumulada de aceite
2000 2010 2020 2030 2040 2050 2060 20700
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
Np vs Tiempo
Np (mmb)
Np
(mm
b)
Tiempo (años)
FACULTAD DE INGENIERÍA
• Producción acumulada de gas
2000 2010 2020 2030 2040 2050 2060 20700
2000
4000
6000
8000
10000
12000
Gp vs Tiempo
Gp (mmmpc)
Gp
(mm
mpc
)
Tiempo (años)
• Alternativas de Explotación
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Opción 1• Perforación de 154 pozos exploratorios• Recurso medio de 6,210 [mmbpce]• Inversión total estimada 240,735 [millones de pesos ]
Opción 2• Perforación de 153 pozos exploratorios• Recurso medio de 6,143 [mmbpce]• Inversión total estimada 239,103 [millones de pesos]
• Análisis de las Alternativas de Explotación Opción 1
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Recurso Medio de Riesgo, Opción 1, [mmbpce]
Recursos a evaluar 2014 2015 2016 2017 2018 2014-2043
P10 14 0 0 0 0 4,507
Media 235 220 203 311 241 6,210
P90 526 639 502 707 561 9,267
Opción 2
Recursos prospectivos a evaluar, Opción 2, [mmbpce] Recursos a
evaluar 2014 2015 2016 2017 2018 2014-2043 P10 104 23 95 21 0 4,436
Media 504 386 475 226 136 6,143
P90 993 827 1,105 480 382 8,831
Opción 1
FACULTAD DE INGENIERÍA
Ingresos totales, Opción 1, [mmpesos]
Concepto 2014 2015 2016 2017 2018 2014-2059
P10 0 0 0 794 1,137 3,826,527
Media 0 0 1,337 8,987 17,642 4,333,241
P90 0 0 3,011 21,758 44,977 5,036,589
Opción 2Ingresos totales, opción 2, [mmpesos]
Concepto 2014 2015 2016 2017 2018 2014-2059
P10 0 0 0 794 1,137 3,815,935
Media 0 0 1,337 8,987 17,642 4,301,544
P90 0 0 3,011 21,758 44,977 4,977,117
Opción 1
FACULTAD DE INGENIERÍA
Opción 2
Pozos exploratorios a perforar, opción 1.
Concepto Unidades 2014 2015 2016 2017 2018 2014-2043
Pozos exploratorio Número 8 5 7 6 6 154
Pozos exploratorios a perforar, opción 2.
Concepto Unidades 2014 2015 2016 2017 2018 2014-2043
Pozos exploratorios Número 7 6 9 7 4 153
Opción 1 (mmpesos)
FACULTAD DE INGENIERÍA
Concepto 2014 2015 2016 2017 2018 2014-2043Inversión
exploratoria10,515 7,912 8,555 8,144 7,367 240,735
Estratégica 10,187 7,678 8,256 7,855 7,112 232,089 Pozos (a) 9,630 7,303 7,909 7,574 6,909 221,196
Sísmica(b) 237 230 140 91 25 5,038
Estudios© 320 145 207 190 178 5,855 Operacional 328 234 299 289 256 8,646
Inversión Total 31,217 23,502 25,366 24,143 2,1847 713.559
Opción 2 (mmpesos)Concepto 2014 2015 2016 2017 2018 2014-2043
Inversión exploratoria
12,421 10,939 16,534 9,329 6,019 239,103
Estratégica 12,093 10,705 16,235 9,039 5,764 230,456 Pozos(a) 11,536 10,330 15,888 8,758 5,561 219,563 Sísmica(b) 237 230 140 91 25 5,038 Estudios(c) 320 145 207 190 178 5,855Operacional 328 234 299 289 256 8,647Inversión Total 36,935 32,583 49,303 27,696 17,803 708,662
• Criterios para seleccionar la mejor alternativa
FACULTAD DE INGENIERÍA
Maximizar el valor económico del proyecto.*Obtener mayores niveles de recursos prospectivos a evaluar.*
Optimizar el costo de descubrimiento.*
• Selección de la mejor alternativa
FACULTAD DE INGENIERÍA
Indicadores económicos antes de impuestos y recursos prospectivos, alternativas 1 y 2.
Concepto Unidad Opción1 (seleccionada) Opción 2
VPN/VPI pesos/pesos 1.09 0.83
VPN mmpesos 144,076 128,788
Recursos Prospectivos mmbpce 6,210 6143
1) Maximizar el valor económico del proyecto
1) Maximizar el valor económico del proyecto
2) Obtener mayores niveles de recursos prospectivos a evaluar.
FACULTAD DE INGENIERÍA
1) A2) Obtener mayores niveles de recursos prospectivos a evaluar.
3) Optimizar el costo de descubrimiento.
Costo de descubrimiento, indicadores económicos antes de impuestos y recursos prospectivos, alternativas 1 y 2.
Concepto Unidad Opción1 (seleccionada) Opción 2
Costo de descubrimiento usd/bpce 2.82 2.83
VPN mmpesos 144,076 128,788
Recursos prospectivos mmbpce 6,210 6143
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• Anexos: En el presente trabajo se contempla:
Tipos de equipos de perforación
Pozos exploratorios tipo
Tipos de pruebas de formación y producción
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• Conclusión de selección de alternativa:
La mejor opción a implementarse es la opción 1
Opción 1 Opción 2Pozos perforados 154 153
Período (años) 33 33Recurso medio con riesgo (mmbpce) 6,210 6,143
Inversión exploratoria (mdp) 240,735 239,103Inversión estratégica (mdp) 232,089 230,456Inversión operacional (mdp) 8,646 8,646
VPN (antes de impuestos en mdp) 144,076 128,788Índice de utilidad (peso/peso) 1.09 0.83
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• Anexos Supuestos Financieros
Concepto Valor UnidadPrecio del crudo 91.58 [usd/barril]
Precio del gas 5.61 [usd/mpc]Tasa de descuento 12 [%]
Tipo de cambio 12.76 [pesos/usd]Equivalencia gas-petróleo crudo
equivalente5 [mpc/b]
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Características de las plataformas empleadas en la perforación exploratoria de aguas profundas del Golfo de México. Actualmente operando Max Smith y PetroRig III.
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Área Oportunidad Año
Holok Lakach-1001 2011
Holok Nen-1 2011
Holok Piklis-1 2011
Holok Ahawbil-1 2012
Holok Kajkunaj-1 2012
Holok Makkab-1 2012
Holok Ajaw-1 2013
Holok GMB_OPT28_HLK3 2013
Holok GMB_OPT43_HLK18 2013
Holok Yoka-1 2013
Holok Iktanil-1 2015
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Área Oportunidad Año
Holok Tumtah-1 2015
Holok Kunah-1 2017
Holok Atal-1 2018
Holok Nokoy-1 2018
Holok GMB_OPT30_HLK5 2018
Holok GMB_OPT30_HLK13 2018
Holok Atan-1 2020
Holok GMB_OPT30_HLK9 2020
Holok GMB_OPT30_HLK14 2021
Holok Makan-1 2023
Holok GMB_OPT30_HLK6 2023
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• Aspectos Ambientales:
El proyecto Holok forma parte del proyecto Golfo de México B, incluido dentro de una poligonal denominada por PEP como proyecto Integral Marino de la Región Norte, autorizada en materia de impacto y riesgo ambiental por SEMARNAT desde 2005 mediante el oficio resolutivo del Proyecto Integral Marino de la Región Norte, número S.G.P.A./DGIRA.DEI.0306.05, de fecha 4 de febrero de 2005.
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• Condiciones Necesarias de Seguridad:
En referencia a los aspectos de seguridad industrial para el proyecto de exploración Holok, Pemex señala que existen riesgos inherentes a la naturaleza.
Los riesgos identificados son comunes para las alternativas planteadas, y están asociados a los aspectos: técnicos, tecnológicos, económicos, sociales, ambientales, salud y de seguridad.
Además, se tienen las siguientes medidas y planes de contingencia: implantación del sistema integral de administración de la Seguridad, Salud y Protección Ambiental (SSPA), que incluye los lineamientos y procedimientos para la capacitación, análisis de riesgos, planes y respuesta a emergencias, integridad mecánica, así como control y restauración de las áreas en las que se llevan a cabo actividades que pudieran impactar al ambiente.