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“Retos y Avances en el desarrollo y operación
de un yacimiento no convencional:
Chicontepec”.
8 diciembre del 2011
Contenido
2
¿Qué es un campo no convencional?
Antecedentes y Características
Estrategias de desarrollo y operación, resultados
Tecnologías utilizadas
Logros, Retos y Visión Futura
Conclusiones
Contenido
3
¿Qué es un campo no convencional?
Antecedentes y Características
Estrategias de desarrollo y operación, resultados
Tecnologías utilizadas
Logros, Retos y Visión Futura
Conclusiones
Aceite Convencional
Aceite No Convencional
Yacimiento
No Convencional
Shengli Chicontepec
Cantarell
Tight Oil Baja Permeabilidad
Aceite que fluye
con mínima
intervención
Aceite degradado
requiere intervención
para producir y
mejorar. Ejemplos:
pesado y bitumen
(minas y en sitio)
Aceite no maduro o
degradado en rocas
de baja calidad.
Ejemplo: Oil Shales
Aceite que fluye si
la permeabilidad es
mejorada.
Ligero (>31º API)
Mediano (˜22-31º API)
22º API
Baja Porosidad
Baja Permeabilidad Alta Porosidad
Alta Permeabilidad
Pesado
10º API
Bitumen (<10º API)
Aceite no maduro
Wertz
Bakken
Sprawberry
Priobskoye
East Wilmintong
Cardium
Sirte
Yacimiento
Convencional
Clasificación de yacimientos
4
Convencionales No convencionales
Exploración
Administración del riesgo enfocado en reducir
la probabilidad de los grandes riesgos.
Para definir la dirección del proyecto es
prioritario efectuar análisis y modelados de
alta resolución.
Aprobado el descubrimiento se entrega al
Equipo de Desarrollo.
Administración del riesgo enfocado en aceptar un
razonable retorno de la inversión.
Los análisis son comúnmente limitados a menos
sofisticados en las pruebas sub-superficiales.
Realizar pruebas tecnológicas durante la
perforación de pozos y evaluarlas con producción.
(IP, porcentaje de declinación, etc.)
Desarrollo
El desarrollo es ejecutado para encontrar
características específicas del yacimiento.
Los equipos de desarrollo están enfocados en
la coordinación de actividades muy complejas.
Puesto a producir se entrega al Equipo de
Producción.
Los equipos de desarrollo están enfocados en la
velocidad y costo, a través de procesos eficientes y
estandarizados.
Estandarización de diseños enfocados.
El equipo de desarrollo se retroalimenta con los
equipos de producción.
Producción
Los Equipos de Producción están
enfocados en maximizar la producción.
Actividad de mantenimiento concentrada y
compleja, de acuerdo a la edad del desarrollo.
El objetivo de los equipos de producción es el
mantenimiento de la producción y la reducción de
costos de los sistemas artificiales.
Las actividades de mantenimiento son continuas.
Evaluación de resultados de pozos, para
identificación de oportunidades de ”infill”.
Energy Perspectives, Summer 2011
Schlumberger, Business Consulting
Comparación de yacimientos
Convencionales vs No Convencionales
5
Cantarell Chicontepec
Reserva (2P): 4,135 MMbpce 6,643 MMbpce
Porosidad: 10 - 15% 8 - 12%
Permeabilidad: 5,000 – 10,000 md 0.1 - 5 md
Presión: 115 a 140 Kg/cm2 80 - 360 Kg/cm2
Productividad por pozo: 5,000 a 15,000 bpd 0 - 100 bpd
6
Cantarell vs Chicontepec
Contenido
7
¿Qué es un campo no convencional?
Antecedentes y Características
Estrategias de desarrollo y operación, resultados
Tecnologías utilizadas
Logros, Retos y Visión Futura
Conclusiones
12 Municipios
9 en Estado de Veracruz
3 en Estado de Puebla
Norte del estado de Veracruz y oriente del estado
de Puebla, en la planicie costera del Golfo.
Descubrimiento: 1926
Inicio de explotación: 1952
Cuenca: Tampico – Misantla
Formación: Chicontepec
Modelo geológico: Abanicos submarinos
Tipo de trampa: Estratigráfica
Superficie: 4,243 km2
Pozos perforados: 3,160
Pozos operando: 1,893
Pozos cerrados: 1,267
Localización
Antecedentes
R e s e r v a s ( M M b p c e )
1P
592
2P
6,643
3P
17,098 Volumen Original
137,289 mmb
Factor de
Recuperación*
0.2 % (253 Np)
Np Cartera (2012-2075)
5,373 mmb
Factor de
Recuperación
6 % * actual 8
Perfil de Chicontepec
9
Exploración Aceite y gas
asociado
Gas no asociado
Crudo Ligero Marino
Caan Abkatún
Cantarell
Ku-Maloob-Zaap
Ogarrio-Magallanes
Cactus-Sitio Grande
Antonio J Bermúdez
Delta del Grijalva
Costero Terrestre
Macuspana
Bellota Chinchorro
San Manuel
Burgos
Veracruz
Cárdenas
Exploración Desarrollo Producción Declinación y mantenimiento
Ixtal-Manik
Coatzacoalcos Marino
Lankahuasa
Recuperación secundaria y mejorada
Tiempo
Pro
ducció
n
Chuc
Jujo-Tecominoacán
Ek-Balam
Lakach
El Golpe-Puerto Ceiba
Poza Rica
Ayín Alux
Yaxché
Aceite Terciario del Golfo
(Reserva 3P: 17.1 mmbpce)
Chicontepec, dentro de los proyectos de desarrollo
tiene el mayor potencial de hidrocarburos
10
El Proyecto tiene el 40% de la reserva 3P y
por si solo ejecuta un gran volumen de obra
Reservas 3P
(Mmbpce)
ATG PEP - Resto
Pozos Operando
(Número)
SAE operando
(Número)
Pozos perforados
(Número)
Pozos terminados
(Número)
Fracturas
(Número)
Reparaciones Mayores
(Número)
Reparaciones Menores
(Número)
364, 47%
407, 53% 25,985
60%
17,098
40% 6,352
77%
1,893
23%
1,957
66%
1,025
34%
390
49% 413
51%
381
39%
590
61% 732
77%
221
23%
1,786
67%
866
33%
Baja
permeabilidad
de la roca
Baja presión del
yacimiento
Chicontepec es un yacimiento no convencional el
cual requiere desarrollar soluciones tecnológicas y
aplicar una capacidad de ejecución masiva
Interconexión
vertical y lateral
limitada
Problema Descripción Implicaciones
La permeabilidad de la roca
de Chicontepec es de entre
0.1 y 5.0 md (Cantarell tiene
una permeabilidad de 5,000
a 10,000 md)
Flujo limitado de aceite del
yacimiento al pozo, el cual
requiere de un alto consumo de
energía.
La presión del yacimiento
promedio es de entre 80 y
360 kg/cm2, muy cercana a
la presión de burbuja.
Los hidrocarburos se
encuentran en
acumulaciones lenticulares
aisladas
Presión insuficiente para
asegurar el flujo del yacimiento
al pozo y del pozo a la superficie
y para vencer las
contrapresiones en el sistema de
transporte
Pérdida del gas en solución
(única fuente de energía natural
del yacimiento) al alcanzarse la
presión de saturación.
Baja recuperación por pozo
Chicontepec es altamente heterogéneo y requiere de soluciones
tecnológicas a las condiciones específicas en cada campo
Acciones
Requiere de la implementación
de soluciones tecnológicas
tales como el fracturamiento
apuntalado y el fracturamiento
ácido
Requiere de la implementación
de soluciones tecnológicas
tales como los sistemas
artificiales y el mantenimiento
de presión.
El crecimiento de la producción
requiere de una capacidad de
ejecución masiva y un alto
grado de mecanización
11
Existen evidencias de experiencias internacionales
análogas para el desarrollo de este tipo de proyectos
Spraberry Trend
Field
Midway-Sunset
South Belridge
Nash Draw Pool
Wamsutter
Elk Hills
Cold Lake
Priobskoe y Malobalykskoe
Los retos tecnológicos
de Chicontepec no
tienen paralelo en otros
campos de México
Por lo anterior es
relevante identificar
campos análogos en
otros países y conocer
las soluciones que se
aplicaron en ellos
A la fecha se han
identificado diversos
campos análogos, que
están siendo
estudiados por PEP
Shengli
Orinoco
Cardium
12
Contenido
13
¿Qué es un campo no convencional?
Antecedentes y Características
Estrategias de desarrollo y operación, resultados
Tecnologías utilizadas
Logros, Retos y Visión Futura
Conclusiones
El desarrollo de campos y el mantenimiento de
la base determina el crecimiento del proyecto
24,000
28,000
32,000
36,000
40,000
44,000
48,000
52,000
56,000
60,000
64,000
ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov
E F M A M J J A S O N D E F M A M J J A S O N
Real 32.2 35.2 37.5 39.3 40.6 41.0 41.4 45.0 45.3 43.9 45.1 45.3 44.7 45.3 47.0 48.0 48.9 50.2 50.2 54.0 58.7 62.2 63.2
84 57 99 77 56 82 75 85 40 26 19 36 32 27 40 35 32 29 31 51 45 48 50
2010 2011
Pozos incorporados a producción
44,803
48,711
29,477
Reducción
de actividad
700 (enero – noviembre)
420 (enero – noviembre)
62,324
Crecimiento de
agosto a la fecha
11,136 barriles
(22%)
14
1. Mantener e incrementar la producción base • Operar eficientemente los pozos actuales (1,893)
• Incorporar a producción pozos cerrados (1,267) de 600 – 700 con posibilidades
2. Incorporar rápidamente producción de nuevos y productivos campos (extensión y
nuevos desarrollos)
• 1,630 localizaciones (1,188 de bajo riesgo, 373 medio riesgo y 69 de riesgo alto)
Procesos Clave Tecnología y Desarrollo Soporte
Mejorar el entendimiento del
yacimiento, aumentar la calidad de
las reservas (revisión por
estudios).
Mantener e incrementar la
producción base.
Sectorizar para operar
eficientemente el Proyecto.
Implementar las mejores prácticas
de campos similares en el mundo.
Consolidar los laboratorios de
campo actuales.
Replicar el concepto de
“Laboratorios” a otras áreas.
Búsqueda agresiva del desarrollo
tecnológico para terminaciones y
operación de pozos.
Negociar precios de perforación y
terminación de pozos.
Implementar Contratos
incentivados.
Asegurar destino de inversiones
con eficiencia (máximo y rápido
retorno del capital).
Fortalecer , adecuar y formalizar la
organización del Activo.
Líneas de Acción Estratégicas
El proyecto está basado en dos
estrategias fundamentales.
15
Balance adecuado del nivel de actividad
Real 2011 Real 2010
72 75 79 82 82 78 71 77 34 42 13 39 32 43 49 38 40 44 41 48 36 42 48
Terminaciones
87 65 53 43 37 46 21 18 19 19 30 24 26 34 31 39 30 42 46 48 42 47
Perforaciones 2010: 438
2011: 409
POT I: 162
2010: 744
2011: 461
POT I: 304
21 23 24 30 25 17 31 24 10 9 6 8 13 31 35 8 26 15 23 29 15 26 24
Rep. Mayores
17 11 9 10 16 8 7 2 5 23 24 40 22 27 27 31 28 32 11 16 33 28 29
Reacondicionamiento BM
12 19 10 9 2 6 9 18 13 30 27 33 10 17 36 59 49 58 46 34 50 40 50
Conversión BM 2010: 188
2011: 449
POT I: 83
2010: 172
2011: 284
POT I: 78
2010: 228
2011: 245
POT I: 285
12 16 17 6 4 17 6 25 36 48 52 38 25 39 41 42 49 78 78 60 25
Limpiezas
18 15 6 14 13 22 25 21 18 25 29 25 8 6 17 16 13 21
Refracturamientos
27
60
126
170
190
186
196
201
183
184
151
187
188
167
213
Inducciones Mecánicas 2010: 113
2011: 199
2010: 187
2011: 527
2010: 383
2011: 2,046
87
47
72
48
12
50
17
29 21 24
0
21
12 25
0
213
De
E F M A M J J A S O N D E F M A M J J A S O N
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Hacia 16
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17
Indicadores de desempeño de
producción base
-9
-7
-5
-3
-1
1
3
5
7
9
11
O N D E F M A M J J A S O N D E F M A M J .J .A S O, N,
0
20
40
60
80
100
0
10
20
30
20
25
30
35
40
900
1,000
1,100
1,200
1,300
1,400
900
1,100
1,300
1,500
1,700
1,900
2,100
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74
94
6
18
Pozos Operando Productividad por pozo
(Bpd/pozo)
Declinada de la Producción Base
(% mensual)
Aprovechamiento de Gas
(% mensual)
Producción transportada por
Autotanques
(Mbd)
28
33 1,267
Pozos Cerrados
1,025
2010 2011 2009
Promedio 4%
6.8
-1.4
Promedio -0.5%
1,893
1,171
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Optimización de la producción base
18
Iniciativa Descripción Meta Avance
1 Integrar el Grupo de Productividad
Incorporar, optimizar y mantener los
pozos operando con el máximo de
eficiencia a un mínimo costo
100 %
2 Creación del Departamento de Medición
de pozos
4,000
mediciones/mes
(2,000 pozos)
3,796
Mediciones
3
Incremento de capacidad de ejecución de
actividades de optimización de la
producción base
Equipos diversos Parcial
4 Organización por Sectores 8 100 %
5 Comandos Operativos 21 unidades equipadas para atención
inmediata a pozos 45 %
6 Cuadernos de Gestión Seguimiento estricto a los programas
de trabajo 100 %
7 Centro de Monitoreo en tiempo real
Monitorear en tiempo de condiciones
de operación de pozos, macroperas y
baterías de separación.
90 %
8 Reactivación de pozos cerrados
4 paquetes
1 paquete de fomento a la industria
Nacional
---
La implementación de prácticas y procesos han permitido
estabilizar la producción base
Características
Unidad automotriz
Capacidad de carga libre 1.5 toneladas
Dispensador de lubricante
Dispensador de grasa
Polipasto de capacidad de carga 1.0 tonelada
Hidrolavadora
Generador de voltaje 5000 Watts
Tanque de agua con aapacidad de 150 litros
Compresor de aire eléctrico
Tornillo de banco
Esmeril eléctrico de banco
Juego de herramientas
Cada comando está conformado por dos técnicos
especializados.
Se cuenta con 9 comandos y la meta son 21. 19
Atención inmediata a equipos de
comandos operativos
Productividad de Pozos
Estructura por Sectores
Miahuapan
Coyol
Amatitlán
Cacahuatengo
Palo
Blanco
Agua
Nacida
Sitio Aragón
Horcones Pastora Tlacolula
Sabana Grande Tenexcuila
Gallo Coyotes
Humapa
Agua Fría
Coapechaca
Presidente
Alemán
Ahuatepec
Misión
Tener todos los pozos operando con la máxima eficiencia y mínimo de costos.
Total: 3,118 pozos (1,885 operando / 1,233 cerrados) Actividad Número
Conversiones BM 384
Conversiones BN 34
Conversiones BCP 1
Reacondicionamientos BM 227
Reacondicionamientos BN 59
Estimulaciones 56
Limpiezas 535
Inducción Mecánica 1,872
Optimización Fluyentes 297
Optimización BM 1,127
Optimización BN 519
Válvulas Motoras 307
Total 5,418
9,839 bpd
Productividad
de Pozos
Optimización de
Pozos Fluyentes
Optimización
B.M.
Optimización
B.C.P.
Optimización
B.N.
Pozos
Intermitentes
Pozos
Cerrados
Tratamientos
Químicos
20
Fuerte enfoque a la medición de pozos
“Chicónmetros”
Creación del Departamento de
Medición.
Construcción de 14 Chiconmetros
(4 mmpesos/equipo).
Reducción en el costo de medición
4,000 vs 350 Dólares.
Generación 1 (Enero 2011)
Generación 2 (Agosto 2011)
Para pozos de bombeo mecánico e intermitentes Para pozos fluyentes y bombeo neumático
2,000 pozos
2 veces al mes
21
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov
135 116 133 152 221 288 316 383 626
834
1,222 1,191 1,197 1,287
1,566 1,834
2,542 2,819
3,163 3,495 3,478
3,796 3,515
4,000
135
3,515
2010 2011
Meta
2011
Actualmente se mide en una
semana 5 veces más de lo que se medía
en el mes de enero 2010
Gestión del proyecto
Programación y Ejecución de la
Terminación de pozos y Obras
relacionadas.
Programación y ejecución de
reparaciones de pozos y obras
relacionadas.
Intervenciones a Pozos:
Fluyentes, SAE, Cerrados,
Intermitentes.
Programación y ejecución de la
perforación de pozos y obras
relacionadas.
Obras de infraestructura críticas.
Seguimiento y corrección de
anomalías.
Construcción de macroperas
para asegurar la continuidad de
los equipos de perforación.
22
El seguimiento del proyecto se apoya en la
edición y uso generalizado y obligatorio de
7 Cuadernos de Gestión
Reorganización hacia
Sectores Operativos “CHICOS”
23
Esta nueva sectorización ayudará a:
– Mejor control de la operación y
productividad
– Asignación de responsabilidad de
producción directamente a los sectores
– Enfoque centralizado de las funciones que
permitan apalancar los recursos para llegar
a las metas de producción definidas
Misión
Enfocar en sitio a grupos operativos multidisciplinarios.
Atención dedicada a la operación de pozos, macroperas y
baterias.
Monitoreo en tiempo real de variables
críticas operativas y de seguridad
Instalaciones y
parámetros monitoreados*
944/1,794
7/80
6/8
6/26
3/7
8/30
2/2
Baterías
Estaciones de Compresión
Pozos
Macroperas
Macroperas Autosustentables
Módulos de Separación Portátil
Centrales de Almacenamiento y Bombeo
Tanques Individuales
Balance de Producción
Vehículos de Transporte de Crudo
Vigilancia y Ubicación de Vehículos
Red de Bombeo Neumático
Ductos de Alto Riesgo
51/62
438
19/106
2
33
* 24 horas los 365 días del año en un centro dedicado
Sistema de Inyección de Agua
Congénita 17/17
18 Oleoductos
15 Gasoductos
24
Contenido
25
¿Qué es un campo no convencional?
Antecedentes y Características
Estrategias de desarrollo y operación, resultados
Tecnologías utilizadas
Logros, Retos y Visión Futura
Conclusiones
Concepto Monto (MM pesos)
Laboratorios de Campo 3,028
Desarrollo Tecnológico 196
Iniciativa de Hectárea Fracturada 250
Pozos con Multifractura 360
Inyección de Agua Furbero 1432 580
Inyección CO2 40
Pozo Pulmón Agua Fría 841 2
Pruebas Huff-Puff 40
Macropera Autosustentables 70
Total general 4,566
Laboratorios de Campo
Desarrollo Tecnológico
Iniciativa de Hectárea
Fracturada Pozos con
Multifractura
Planta de Inyección de Agua Furbero
Inyección CO2
26
Durante el 2011 se han destinado 4,538 millones de pesos a pruebas
tecnológicas, lo que equivale al 18% del presupuesto autorizado.
Inversión destinada a Tecnología en 2011
Iniciativas tecnológicas en el corto plazo
para el crecimiento de la producción
En ejecución y aplicación En pruebas
Mejores prácticas operativas.
Pozo Coyotes 423 horizontal de mayor desplazamiento horizontal
Metodología de selección de intervalos.
Fracturamientos múltiples.
Nuevas formas de estudio de yacimientos y aplicación de
atributos AVO.
Principales lecciones aprendidas Laboratorios de Campo
Laboratorios de Campo
Terminación Multifracturas
Macropera Autosustentable
Prueba de inyección de Agua
Furbero 1432
Pozo Pulmón
Bombeo Multifásico
Prueba Piloto de Hectárea
Multifracturada
Prueba de inyección de vapor
Prueba de inyección de CO2
Perforación radial
Casing Drilling
27
Gastos iniciales de pozos nuevos
28
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1,000
1,100
1,200
01-ene 29-ene 26-feb 26-mar 23-abr 21-may 18-jun 16-jul 13-ago 10-sep 08-oct 05-nov
Ga
sto
in
icia
l (b
arr
ile
s) 40%
60%
Creación del grupo de fracturas integrado por Petroleros, Geólogos, Geofísicos.
Selección de zonas de mayor potencial.
Aplicación de la técnica de multifracturas.
Uso de bolas selladoras biodegradables.
Resultado de la jerarquización de localizaciones han
mejorado los gastos iniciales
Macropera autosustentable
Concluidas En proceso Próximas
Presidente Alemán 1365
Corralillo 624
Corralillo 607
Presidente Alemán 1614
Humapa 1643 (82%)
Coapechaca 24 (71%)
Coapechaca 376 (71%)
19 en estudio
Presidente Alemán 1365 (Bpd) Corralillo 624 (Bpd)
0
200
400
600
800
1,000
1,200
1,400
01/ene 10/feb 22/mar 01/may 10/jun 20/jul 29/ago 08/oct
4 abril inicia
inyección con
BN
0
200
400
600
800
1,000
1,200
1,400
1,600
01/ene 10/feb 22/mar 01/may 10/jun 20/jul 29/ago 08/oct0
200
400
600
800
1,000
01/ene 10/feb 22/mar 01/may 10/jun 20/jul 29/ago 08/oct
17 Agosto inicia
inyección con
BN
Corralillo 607 (Bpd)
25 marzo inicia
inyección con
BN
Macroperas Autosustentables
30
Se han emprendido acciones para asegurar el
aprovechamiento de gas, el cual se tiene en
muchos puntos de recolección
31
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
0
20
40
60
80
100
120
140
ene-09 abr-09 jul-09 oct-09 ene-10 abr-10 jul-10 oct-10 ene-11 abr-11 jul-11 oct-11
Ap
rove
ch
am
ien
to
Gas Q
uem
ad
o (
MM
pcd
)
Quemado Producido Aprovechamiento %
Adicionalmente a las obras que actualmente se
encuentran en ejecución, el Activo está evaluando la
aplicación de tecnologías tales como:
Transporte de gas en contenedores.
Inyección de gas a yacimiento.
Generación de energía eléctrica para el
suministro en las instalaciones y con beneficio
a comunidades.
Acciones para incrementar el
aprovechamiento de gas
Durante el año 2011 se han ejecutado 22 obras
que han permitido aprovechar 53.6 millones de
pies cúbicos de gas.
En el mes de Octubre se redujo la quema de gas a
14.1 MMpcd para un aprovechamiento del 94%.
Se tienen en ejecución 16 obras para incorporar a
proceso 16.7 millones de pies cúbicos de gas.
En los últimos 2 días se tiene un
aprovechamiento de gas del 98%
Terminación Multifractura
Corralillo 629
11
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
TR 10 3/4” 40.5 lb./pie,
J-55, BCN a 103 m
TR 7 5/8” ” 26.4 lb/pie, J-
55, BCN a 569 m
TR 5 1/2” ” 17 lb/pie, N-80,
VFJL, a 1933 m
Lodo Perflex KCL
1.03 – 1.15 g/cc
Lodo Perflex KCL
1.15 – 1.32 g/cc
Lodo E.I
1.20-1.26 g/cm3
Profundidad
Total 1940 m
Lechada Única de 1.89
gr./cm3 a superficie
Lechada Única de 1.89
gr./cm3 a superficie
Lechada Llenado:
1.50 gr./cm3 (397-1483 )
Lechada Amarre:
1.70 gr/cm3 a (1483-
1933)
Cople Diferencial a
1920.05 m
Sa
lmu
era
de K
CL
de
1.0
3 g
r./c
m3
Intervalos Disparados
1775-1782 m T-90
1766-1773 m T-90
1755-1764 m T-90
1746-1754 m T-90
1736-1745 m T-80 – T-90
1726-1735 m T-80
1715-1724 m T-70
1703-1712 m T-70
1692-1701 m T-65 – T-70
1678-1687 m T-65
1666-1675 m T-65
Fluido viscoelastico libre de polímeros
Multifractura con esferas biodegradables
divergentes.
Arena malla 20/40 + arena antiretorno
11 secciones disparadas de 9m c/u. (4 arenas)
Colocación de trazadores radioactivos
Diferenciadores Tecnológicos
Producción pozo Corralillo 629
Pro
du
cc
ión
(B
pd
)
NP
(B
arr
ile
s)
32
0
40,000
80,000
120,000
160,000
200,000
200
400
600
800
1,000
1,200
1,400
16/jun 06/jul 26/jul 15/ago 04/sep 24/sep 14/oct 03/nov 23/nov
Producción NP
Perforación Coyotes 423D
Primer pozo perforado con un desplazamiento horizontal de
943 metros.
5 fracturas hidráulicas ubicadas a 150 metro entres ellas.
33,446 sacos de arena.
Altura de la fractura 211 metros y longitud de 228 metros.
Área de contacto total 240,540 metros cuadrados.
Monitoreo de las fracturas con microsísmica.
El pozo Coyotes 423 actualmente aporta 240 bpd de aceite,
superior a la producción de los pozos existentes (20 bpd).
Esta operación representa el trabajo de
fracturamiento más grande realizado en el Paleocanal
de Chicontepec.
RESULTADOS DE FRACTURAS
GeométricosUnidade
sEtapa
1 Etapa
2 Etapa
3 Etapa
4
Longitud total (m) 210 350 300 335
Xf (m) 105 175 150 167
Altura (H) (m) 240 210 120 70
Network (m) 110 85 100 80
Dirección N29E N34E N31E N34E
Arena Otawa 20/40
(sks) 6100 6801 6875 6286
Fluido Fractura (bls) 4583 4690 3962 3614
RESULTADOS DE FRACTURAS
GeométricosUnidade
sEtapa
1 Etapa
2 Etapa
3 Etapa
4
Longitud total (m) 210 350 300 335
Xf (m) 105 175 150 167
Altura (H) (m) 240 210 120 70
Network (m) 110 85 100 80
Dirección N29E N34E N31E N34E
Arena Otawa 20/40
(sks) 6100 6801 6875 6286
Fluido Fractura (bls) 4583 4690 3962 3614
Resultados de Fracturas
Geométricos Unidades Etapa1
Etapa2
Etapa 3
Etapa4
Etapa 5
Longitud Total (m) 210 350 300 335 165
Xf (m) 105 175 150 167 83
Altura (H) (m) 240 210 120 70 190
Network (m) 110 85 100 80 80
Dirección N29E N34E N31E N34E N33E
Arena Ottawa 20/40 (Sacos) 6100 6801 6875 6286 7384
Fluido de Fractura (bbls) 4583 4690 3962 3614 4431
0
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
12,000
14,000
16,000
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
Producción (Bpd) Acumulada (bls)
Producción de Aceite
Pro
du
cc
ión
(B
pd
)
NP
(B
arr
ile
s)
33
Presidente Alemán-1565
Triángulo de clasificación de
Recursos Petroleros
35
Hectárea Fracturada
Alcance
Perforar 6 pozos horizontales paralelos saliendo de la macropera Coyula 1663:
2 a la arena Pechi B 2 a la arena 70 2 a la arena 50
Perforación perpendicular a la dirección del máximo esfuerzo regional.
Sección horizontal 900 metros.
Realizar de 10 a 12 etapas de fracturas transversales para cada pozo, dependiendo de
modelado
Farcturado mediante técnica Rapid Frac y Zipper Frac
Espaciamiento de 190 metros entre pozos considerando un ala de fractura de 100 metros.
Hectárea fracturada Proyecto piloto Campo Coyula
36
TR 16” HINCADO, 65.0 #/pie, K-55,
BCN @ 50 m T.O.C. = 0 m
Agujero 9 1/2” @ 2,044md (1640 tvd) TR 7 5 /8”, 29.7 #/pie, p-110, BCN @ 1860 md T.O.C. = 0 m
Agujero 6 3/4 ” @ 3069 md (1666 tvd) Liner 4 ½” ,11.6 #/pie, p-110, HYD-513 Con Terminación Horizontal Rapid Frac.
Guayabal
Chicontepec Sup@ 779 mts
Chicontepec Med @987 mts
@ 335 mts
Tantoyuca.
(Aflora)
Agujero 14 ¾” @ 500m (500 tvd) TR 10 3/4”, 40.5 #/pie, J-55,
BCN @ 500 m T.O.C. = 0 m
Seccion Horizontal: 1112m
Ang. Horizontal 91 Grados
V sec: 1633 m
Chicontepec Inf @1569 mts (TVD)
KOP @ 980 mD 3.0 deg/30m
Pechi_B Cima
@ 1660 mts (TVD)
Prof. Act.: 2,044 md 1,688 mv Ángulo: 83°
Prof. Hor. Prog: 2,100 md Ángulo: 90°
Programa pozo Escobal 197
37
Hectárea fracturada Proyecto piloto Campo Coyula
38
39
Perforación radial
.
Derivado de los resultados positivos, de pruebas efectuadas núcleos, se decidió seleccionar 5 pozos para prueba piloto dentro de uno de los laboratorios de campo.
Se espera su realización para Febrero del 2012.
Perforación radial en agujero descubierto sin
equipo
Incrementar el área de flujo del yacimiento a través
de ramas laterales perforadas con chorro de agua.
Incremento de producción.
Incremento del área de drene.
Rebasar el daño del yacimiento.
Trabajos de reparación sin equipo.
Tecnología
Aplicación
Beneficios
Situación Actual
40
Casing Drilling
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
1100
1200
1300
1400
1500
1600
1700
1800
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Prof
undi
dad
POZO: CORRALILLO 302
DIAS Vs. PROFUNDIDAD
9 5/8"
7"
4 1/2"
Tiempos Planos: 5,5 Días
Días Vs. Profundidad
Comportamiento de la producción
Hoy Propuesta
Prueba de Inyección de Agua
Macropera Furbero 1432
Objetivo: Comprobar la efectividad del patrón de
inyección en dirección del fracturamiento y líneas
alternadas.
Inició la Prueba 21 de Enero de 2011
Arreglo de once pozos productores y seis
inyectores.
Inyección selectiva de agua (aparejo de
inyección preparado).
Comprobar ventajas de iniciar inyección
con yacimiento arriba de Presión de
Saturación.
Alta calidad de agua = 1 micrón.
Adicionalmente a esta prueba se realiza otra en el campo Agua Fría.
Arreglo de Pozos
Avances
Volumen acumulado de agua inyectado es de 309 Mbls.
Volumen de aceite producido 52 Mbls.
Dado el contraste de inyectabilidad en diferentes zonas de
la macropera, la heterogeneidad del yacimiento sigue
siendo un factor determinante para la correcta explotación
de éste.
34 bpd65 bpd
52 bpd
44 bpd
86 bpd115 bpd16 bpd
24 bpd
49 bpd
192 bpd
130 bpd
130 bpd
162 bpd
96 bpd
194 bpd
41 bpd
Fur-1404Fur-1406
Fur-1411
Fur-1416Fur-1418
Fur-1431
Fur-1432
Fur-1433
Fur-1451
Fur-1452
Fur-1453
Fur-1454
Fur-1455
Fur-1471Fur-1472
Fur-1473Fur-1491
Fur-1424
2250
000
2250
500
2251
000
2251
500
2252
000
2252
500
659000 659500 660000 660500 661000 661500
Qoi (bpd) Qwi (bpd)
En evaluación de producción No consideradas en el patrón
Pozo inyector Pozo no perforado
ChM5 FPR-5
Pozo productor Pozo inyector
41
Comportamiento de Presión
42
0
50
100
150
200
Pre
sió
n [k
g/c
m2]
Fur-1473
Fur-1491
Fur-1451
Fur-1472
Fur-1418
Fur-1454
Fur-1455
Fur-1432
0.00
20.00
40.00
60.00
80.00
100.00
120.00
140.00
0.00 400.00 800.00 1,200.00 1,600.00 2,000.00 2,400.00 2,800.00 3,200.00
Pre
sió
n [
kg/c
m2
]
Tiempo [horas]
Furbero 1473 Furbero 1491
Furbero 1451 Furbero 1472
Furbero 1418 Furbero 1454
Furbero 1455 Furbero 1433
Furbero 1432 Furbero 1411
Inyección Continua de CO2
Descripción: Dos pruebas de inyección de CO2 son ejecutadas entre el 19 de julio de 2010 y 31 de
marzo del 2011.
Propósito: Encontrar formas de incrementar la recuperación de aceite en campos de la
Formación Chicontepec.
Descripción Involucra un pozo inyector y seis productores de la macropera Coyotes 331, del
campo Coyotes.
El propósito: determinar si entre pozos distantes 400 metros existe continuidad
hidráulica.
Coyotes 331, Inyección
continua de CO2
• Duración: 166 días
• Inyección: 9,860 ton CO2
• Ritmos: 40, 50 y 80 ton/d
• Volumen Poroso: 94,000
rb
• 1.1 veces los líquidos
producidos
• CO2 se detecta a 50 días,
C-312
• Concentración: 27.1%
CO2
• Aumento paulatino de
presión
• Persiste declinación de
producción
• Gasto CO2 igual a 1/360
inyección
• Se detectan H intermedios
C3-6
Conclusión:
El curso de las respuestas hasta ahora ofrecidas por los yacimientos bajo prueba de inyección continua (Agua
Fría, Tajín y Coyotes) sugiere que, entre pozos distantes 400 metros, las unidades de flujo no presentan
continuidad hidráulica.
Recomendación:
Se recomienda efectuar pruebas con arreglos más cerrados.
En principio 100 metros: una línea de tres inyectores distantes 200 metros, orientados en sentido del
fracturamiento hidráulico (N 27º E), y dos líneas paralelas a cada lado y distantes 100 metros, de dos y tres
productores separados 200 metros. Objetivo: probar continuidad hidráulica a 100 metros. Lugar: norte de Agua
Fría y/o Tajín. Fuente: agua congénita.
Pozo Pulmón, contar con un volumen suficiente
de gas a alta presión para operar pozos con BN
44
Alta prospectividad en incorporación de reservas
(Probables y Posibles).
Mejor calidad de aceite, ligero y súper ligero (30 a 45°
API).
Objetivos someros, profundidad promedio 1,100 m.
Potencial corroborado con perforación de pozos.
Áreas con menor desarrollo.
Oportunidad de desarrollo en la parte somera.
Calidad intermedia de aceite (22 a 26° API)
Potencial corroborado con perforación de pozos.
Reforzamiento del área con adquisición de
sísmica 3D.
Área con mayor desarrollo.
Recursos invertidos (capital y experiencia).
Desarrollo de yacimientos en dos objetivos
principales, facies arena y brecha.
Objetivos con profundidad promedio desde 1,800 a
3,000.
Sustento de la producción actual del proyecto.
Calidad de aceite de 17° a 31 °API.
Características por zona
Contratos propuestos e implementación
de contratos de desempeño.
45
Actividades Nov Dic Ene Feb Responsable
Propuesta al administrador CACI-ATG
Propuesta a la SRN CACI-GPE
Informe a DGPEP para aprobación CACI-ATG
Actualización-validación Inf. técnica CACI
Calculo de tarifa SNME apoyo
SRN
Ajustes al contrato y anexos SRN/SNME
Autorización (CAAOS, Admon. PEP)
SRN/SNME
Inicio del proceso de licitación GAF
Contenido
46
¿Qué es un campo no convencional?
Antecedentes y Características
Estrategias de desarrollo y operación, resultados
Tecnologías utilizadas
Logros, Retos y Visión Futura
Conclusiones
Iniciativas para continuar con el
crecimiento de la producción
47
Más selectivos en terminación de pozos Mejores gastos iniciales y mayor Np
Reorganización del grupo de refracturas
Fortalecer el grupo de Diseño y de Geociencias
Consolidar el uso de Sistemas Artificiales 1,885 pozos operando (809 fluyentes, 201 intermitentes y 1,233 cerrados)
Proyección de 1,000 conversiones
Probar nuevas tecnologías (fuera de laboratorios) Casing drilling
Hectárea fracturada
Reactivación de pozos de aceite extrapesado
Inyección de vapor
Nuevas oportunidades de desarrollo Brecha nueve
Implementar los Sectores Operativos (“Chicos”) y crear
campamentos cercanos a los campos.
48
Miles de barriles por día
20
30
40
50
60
70
80
90
100
110
ene mar may jul sep nov ene mar may jul sep nov
45
64 67
102
2011 2012
Crecimiento del 204% de enero 2007 a octubre 2011
Incrementos de producción segundo semestre 2011, implementación tecnológica de pozos
multifracturados (34) y recomendaciones Grupos de Productividad
Macroperas autosustentables
Reducción de producción diferida por atención oportuna a pozos “Comandos Operativos”
Producción de Crudo 2011 - 2012
Actividad Métrica 75 M 150 M 300 M Procesos requeridos
Generación de
localizaciones
# localizaciones
documentadas por año 700 1,500 3,200
Caracterización estática y
dinámica de las
localizaciones
Perforación de
Pozos # pozos perforados por año 505 1,000 1,852
Plan masivo de perforación,
coordinación operativa y
ejecución
Macroperas # macroperas construidas
por año 102 165 243
Generación y seguimiento de
contratos, diseño y
construcción
Fracturamientos # fracturas por año 700 2,200 2,270
Diseño, supervisión,
ejecución y evaluación de las
fracturas
Sistemas
artificiales
# sistemas artificiales
instalados por año 684 1,000 1,292
Diseño, ejecución y
mantenimiento de sistemas
artificiales
Operación de
Pozos # pozos operando 1,804 4,000 6,048
Planeación, supervisión y
revisión de los pozos
operando
Reparaciones
Mayores # reparaciones por año 280 480 700
Diseño de reparación,
coordinación operativa,
logística y ejecución
Reparaciones
menores
# reparaciones menores por
año 1,200 2,050 2,864
Detección de mantenimiento,
coordinación operativa y
ejecución
Evaluación valor del proyecto (millones
de pesos) 21,000 35,000 55,602
Planeación, coordinación y
evaluación de la actividad
Resolver los retos técnicos requiere
precisos procesos de operación
49
11,334 12,638
14,774 16,112
17,820
21,190
24,209
27,455
31,245
33,037 34,448 35,148
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
14 16
18 20
22
26 30
35
40 43
45 46
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Actividad de los grupos
de productividad
Grupos de
Productividad
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
8,000
9,000
10,000
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Pozos operando
(Número)
Grupos de Productividad de Pozos ,deberá de manera eficiente atender 200 pozos por equipo.
Nivel de ejecución eficiente
Grupo de Productividad de Pozos
Personal especializado en sistemas
artificiales de producción
50
0
100
200
300
400
500
600
700
800
2012 2016 2020 2024 2028 2032 2036 2040 2044 2048 2052 2056 2060 2064 2068 2072
Actividad física requerida
Volumen a recuperar
5,373 millones de barriles de
petróleo
Producción máxima @ 2030
501 mil barriles
diarios
Inyección de agua
2015
Barriles por día Producción aceite
Metas Físicas (número) 2012 2013 2014 2015 2016 2012-2016 2017-2075 Total
Macroperas 182 119 135 144 131 711 1,623 2,334
Pozos Productores 520 547 547 550 543 2,707 9,414 12,121
Sistemas Artificiales 520 547 547 550 543 2,707 9,414 12,121
Pozos Inyectores 0 0 12 143 182 337 3,637 3,974
Intervenciones Mayores 116 297 195 340 257 1,205 18,562 19,767
Instalaciones de producción 72 26 17 18 7 140 88 228
Indicador Antes de
impuestos
Después de
impuestos
VPN
(mmpesos) 437,064 169,374
VPN / VPI (peso/peso)
1.49 0.58
TIR (% anual)
54% 25%
RBC (peso/peso)
2.11 1.26
PDP PNP PND PRB POS
Chicontepec es un Proyecto de largo plazo y
requiere mantener su actividad en las
siguientes décadas
51
52
2008 2009 2010
12.0 11.6 11.0
Costo de Producción
El Costo de Producción se ha
visto incrementado durante
2011, por un aumento en el gasto
debido a un mayor número de
Reparaciones Menores
efectuadas y por la instalación de
sistemas artificiales en un mayor
número de pozos para al
mantenimiento de la producción
base, así como un mayor gasto
de mano de obra por la
formalización de la estructura de
personal.
Costo de Desarrollo
El costo de desarrollo oscila
en una banda entre los 15 y 20
dólares por barril (bpce)
dependiendo de las
condiciones de los campos
• Periodo Enero – Agosto 2011
Resultados antes de
impuestos y derechos
No incluye gastos de
exploración.
-12,039
-5,441
-9,646 -8,169
11,227 7,987
14,086 13,712
-1,649 1,061
2,523 4,367
-15,000
-10,000
-5,000
0
5,000
10,000
15,000
20,000
2008 2009 2010 2011*
Costo deventas
Ventas
Ventas/Costo de
Ventas (mm$)
138%
Ventas Costo Rendimiento
14,086
9,783
4,303
El margen del costo total unitario en
relación al precio de hidrocarburos ha
mejorado, yendo del 60% en 2009 al
151% en 2010
El rendimiento de operación del proyecto
Aceite Terciario del Golfo ha incrementado
Contenido
53
¿Qué es un campo no convencional?
Antecedentes y Características
Estrategias de desarrollo y operación, resultados
Tecnologías utilizadas
Logros, Retos y Visión Futura
Conclusiones
Conclusiones
La rentabilidad de Chicontepec presenta una amplia dependencia de la
productividad de los pozos, reducción de costos e implementación de
tecnologías.
Fortalecimiento a las actividades para el entendimiento del subsuelo.
Desarrollo de campos en forma jerarquizada y por sectores, en función del
grado de rentabilidad, conocimiento y certidumbre.
Continuar con el esfuerzo de mejoramiento de la productividad de los pozos
mediante la instalación de sistemas artificiales adecuados.
Capitalizar los logros tecnológicos.
El aprendizaje, estudio e identificación de tecnologías adecuadas, serán los
elementos que gobiernen, antes de una ejecución masiva.
Continuar con la aplicación del modelo de Desarrollo Sustentable para
garantizar la convivencia armónica con el medio ambiente y la comunidad.
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Chicontepec es un campo No Convencional que
requiere soluciones No Convencionales
