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 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 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 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 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 - 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 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 Incorporación de Reservas 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 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 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 Localizaciones Prospectivas en Fracturas 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 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 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 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 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 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 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 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 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 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 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 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 UE B M ET -1 0 RO PO LI TA N -1 Q UE B -7 M EX -G UL F -2 M EX -S IN CL AM EA ER R IC AN 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): Extraer 2.84 millones de barriles y 5.9 bcf 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