Presenta:
Ár Á r ea Con Co n t r act ac t u al Al A l t ami am i r a
All t am A amii r a Arr en A enq que
Al tam tamir ir a
Golfo
Ár ea: 1,626 km 2
Ébano
Corcovado Salinas Cacalilao
Limón
México
Ár ea: 2,035 km 2
Pánuco Pánuco
Topila Ár ea: 1,839 km 2
Se han propuesto 3 áreas áreas contractuales contractuales para licitar pertenecientes pertenecientes al Área Altamira, 2 Terrestres Terrestres (Altamira y Pánuco) y 1 Marino (Arenque)
Ár Á r ea Con Co n t r act ac t u al Al A l t ami am i r a
All t am A amii r a Arr en A enq que
Al tam tamir ir a
Golfo
Ár ea: 1,626 km 2
Ébano
Corcovado Salinas Cacalilao
Limón
México
Ár ea: 2,035 km 2
Pánuco Pánuco
Topila Ár ea: 1,839 km 2
Se han propuesto 3 áreas áreas contractuales contractuales para licitar pertenecientes pertenecientes al Área Altamira, 2 Terrestres Terrestres (Altamira y Pánuco) y 1 Marino (Arenque)
Contenido Ár Á r ea Con Co n t r act ac t u al Pánu Pán u c o Ubicación Datos generales Producción y reservas Geometría de pozos Infraestructura Áreas de oportunidad • Localiza Localizaciones ciones y Reservas • Resu Resulta ltados dos de poz pozos os • Prod Producci ucción ón por pozo • Optimiz Optimización ación de la producci producción ón • C O2
Escenarios e os y expec expec a vas
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.
1,839 km 2
Antecedentes del campo: .
Coordenadas UTM_WGS84 X 587,481.4 , . 606,502.9 615,092.6 615,322.3 , . 568,718.1 587 616 4
Y 2,479,194.8 , , . 2,457,172.4 2,457,233.4 2,425,867.7 , , . 2,455,115.5 2 455 210 0
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
Laguna 7
Pipe line discharging at a sump from the well Corona P-5. Field San Manuel, 1 Km north from
Datos generales Área Contractual Pánuco DATOS FORMACIÓN PRODUCTORA Fecha de descubrimiento Inicio de explotación Formaciones roductoras Tipo de Formación Profundidad Cima Espesor Porosidad Permeabilidad Pozos con Registros Geofísicos Localizaciones Propuestas a Perforar Dificultad de Perforación Sísmica existente
1904 1904 (Pozo La Pez-1) Ksf Kan Carbonatos Naturalmente Fracturados 300-800 mvbnm 70-140 m 6-12 % 1-1,000 mD 94 395 Desarrollo Baja 630 Km 2D ²
DATOS DE YACIMIENTOS Densidad del Aceite Viscosidad del Aceite Presión Inicial Yacimiento Presión Actual Yacimiento Temperatura del Yacimiento Mecanismo de Empuje Área Desarrollada
10-13 ºAPI 300-700 cp @ Py & Ty No determinada 40-50 Kg/cm2 40-45 ºC Expansión roca – fluido 140 km2
Área contractual Pánuco 1,839 Km²
Columna Estratigráfica de Interés Económico Área Contractual Pánuco
Registros Área Contractual Pánuco
Registros (RG, DLL, NPI, DT, HCS)
Registros Especiales (FMI, Sonic Scanner, VSP) Registros Evaluados
81
13
94
Sísmica Área Contractual Pánuco
Información Sísmica Reprocesada (150 Km) Calidad
Porcentaje
Buena
40 %
Regular
60 %
Original
XLine 10370 KPSTM
Cromatografía Área Contractual Pánuco %mol Base Seca Componente
Cacalilao 1128H
Panuco 1008
Polla 37
Sinclair 143
Sinclair 143
Metano Dióxido de Carbono Etano Ácido Sulfhídrico ropano i-Butano n-Butano i-Pentano n-Pentano Hexanos
. 42.9100 47.7800 0.9100 0.0800 . 0.0700 0.2200 0.0600 0.0600 0.0500 100.00
. 38.9916 55.5230 2.4960 0.0000 . 0.1172 0.2876 0.0774 0.0772 0.0596 100.00
. 18.8906 76.7655 0.9279 0.2738 . 0.1332 0.5384 0.2254 0.2767 0.2217 100.00
. 37.7116 59.7036 0.6594 0.3612 . 0.0594 0.2143 0.0734 0.0759 0.0463 100.00
. 37.7116 59.7036 0.6594 0.3612 . 0.0594 0.2143 0.0734 0.0759 0.0463 100.00
CO2 80 70 a c 60 e S e 50 s a B 40 l o 30 m 20 % 10 0 Cacalilao 1128H
Panuco 1008
Polla 37
Sinclair 143
Viscosidades Área Contractual Pánuco 40000
35000
30000
) p c (
25000 Pánuco 1003H
D A D 20000 I S O C I V
Pánuco 1008H Pánuco 1047H Cacalilao 1136H
15000
Cacalilao 1138H Polla 37
10000
5000
0 20
25
30
35
TEMPERATURA (°C)
40
45
50
Rango de presiones Área Contractual Pánuco 100
2 m c g K , o z o p r o n ó i s e r P
8079
80
66
60
68
664 3 64 63 62 62 59 60
58
79
58 56 55
56 50 46 44 44445 445 4343 43
48
40 41
40
37
37 37
62 61660 1 58 52
52
5050
48 46 46 45 4545 46 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
52 52
48
47 46 46 4646 45 45 45 454445 45 44 44 44 44 44 43 43 43424342 43 43 42 4241 41 40 40 40 3939 39 38 3939 38 36 36 46
32
20 0
20
40
60
80
100
120
Registros de presión (Fondo Cerrado)
140
160
Área desarrollada Área Contractual Pánuco
Se han desarrollado 140 km2 de 1,839 km2
Producción y Reservas Área Contractual Pánuco
Campos
Cacalilao Panuco Salinas Topila Total
Volumen Original 2P Área Desarrollada [MMb / MMMpc] por Campo (km2) Aceite Gas
4|.5 65.3 12.8 20.4 140
2,681.5 8,813 3,649 10,613 170.3 340.5 357.5 1,293.4 6 858 7 21 060
Producción Acumulada [MMb / MMMpc]
FR [%] Total 2P Aceite
Gas
Aceite
Gas
11.6 10.6 11.3 10.3
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
11.0
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
DATOS DE PRODUCCIÓN Porcentaje de Agua 35-40 % Producción Acumulada 703 MMb Relación Gas Aceite 1,112 M3/M3 Inyección de Fluidos No Aplica Sistema de Producción FL, BM, CP Y BN
Producción 2008-2011 Área Contractual Pánuco
Incorporación de Reservas Área Contractual Pánuco
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.
ozo ar erena
Tipo II Horizontal incluye agujero piloto a 470 m. toma de información y perforación horizontal a 900 md.
Tipo III or zon a nc uye agu ero p o o a m. oma e 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 0–48 m
2ª Etapa
48-250 m
3ª E tapa
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
Capacidad
UOPRA
Perf
300 HP
Compañía
Perf
750 HP
Compañía
TRP
450 HP
Fluidos base a ua Fluidos base agua
1ª Etapa
(1.02-1.10 gr/cm3) (1.02-1.15 gr/cm3)
Infraestructura Área Contractual Pánuco DATOS INFRAESTRUCTURA DE PRODUCCIÓN Estaciones de recolección de Aceite Capacidad de Almacenamiento Infraestructura compartida de producción: - Oleoductos - Gasoductos - Acueductos - Red eléctrica - Caminos Infraestructura de recolección de Gas Mapa instalaciones recolección
27 119.07 Mb
Estación San Manuel
Si Si Si Si Si No se tiene Adjunto
Estación Piedras
Estación Minerva
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 pr ctica, 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. 27%
Pánuco 1003H Mahuaves 5
2
Ugarte 9D Herradura 5D
Mahuaves 6T Mahuaves 12T
7
73%
Pánuco 1047H
Instaladas
Por Instalar
Ugarte 9D
Producción Herradura 5D
50
150
25%
100
Pánuco 1007 Pánuco 1008
Medición
200
200
150 75%
0 A
d
P
I
l
T
l
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
Planta Central Cacalilao
Presión de Oleoducto (Kg ./cm 2) Temperatura de entrada (OC) Temperatura de salida ( OC)
Planta Central Cacalilao
Estación Palomas 10
Estación Chila 20
Est. y Reb. Matillas
Estación An áhu ac
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: Localizaciones por analogía con pozos productores en los sistemas fracturados o
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
Otro recurso ´no cuantificado para aumentar la producción y reserva es la aplicación de procesos de recuperación secundaria y/o mejorada y nuevos sistemas o
Localizaciones Prospectivas en Fracturas Pánuco
Modelo Estático Área Contractual Pánuco Configuración de los siete eventos interpretados en vistas de planta y 3D
Ksf
Kto
Kan
Kts
Jim
Kti
Bas
Para el modelo est tico del rea contractual P nuco se integraron los rasgos geol gicos regionales como: tipos de estructura, direcciones principales, fallas, fracturas, flexuras, buzamientos y discordancias, se incorporaron los aspectos tectónicos.
Modelo Modelo Geoqu Geoquíímico mic o
Modelo Modelo tridi mensional (Basame (Basamentonto- Cretácico Cretácico Superior) Superior)
• 56 pozos muestreados en superficie con su producción actual hi drocarburo es generado en el Jurasico Superior • Todo el hidrocarburo
Focos de generació generación n (Jurásico superior)
Modelo Modelo Geoqu Geoquíímico mic o Ár Á r ea Con Co n t r act ac t u al Pánu Pán u c o
Flujo migratorio mi gratorio h acia estruc estructuras turas altas altas
de falla fallass parci parcial almen mente te abier abierta tas, s, mos mostra trand ndoo áreas potenciales de acumulación
Modelo Modelo Estático Ár Á r ea Con Co n t r act ac t u al Pánu Pán u c o Datos Datos disponibles:
2 muestra uestras s PVTde VT decru crudo do.. Cacalilao-4 acalilao-401 016H 6Hy y Sinclair-1 Sinclair-143 43H H perfora perforado dos s en20 en 2006 06
Corona 75 Cruz 3D San Manuel 5
Zurita 3 Aceite.Acumulado ( Mbbl ) 0
11750
23500
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 Mbbl Cum. Prod. : 703000 709858 Mbbl Cum. Date : 12/01/2011 Reserves : 5645.83 Mbbl Reserves Date : 12/31/2026 EUR : 715504 Mbbl
4
d / l b b , o i r a i D . e t i e c A
10
3
10
6
10
5
10
2
10 4
10
10
1
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
FECHA
d / l b b , o i 3 r a 10 i D . e t i e c A 2
Di qi ti te Fin al Rate Cum. Prod. Cum.Date Reserves
: 0.0592718 A.e. : 1568.6bbl/d : 12/01/2011 : 12/31/2021 : 847.104 bbl/d : 709858Mbbl : 12/01/2 011 : 4312.9 4Mbbl
emex Corona 75
Historia de Producción y Declinación Pemex 1127 300
100
d / l b b , o i r a i D . e t i e c A
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
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
10
Final Rate Cum. Prod. Cum. Date Reserves Reserves Date EUR
3
10
: 9.40132 bbl/d : 11542.8 Mbbl : 12/01/2011 : 87.7748 Mbbl : 12/31/2026 : 11630.6 Mbbl
d / l b b , o i r 2 a10 i D . t i e c A 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 24
Interpretación de pruebas de Variación de Presión Área Contractual Pánuco Análisis de 13 pruebas de variación de presión
Pozo Cac -1129H* -
*
Daño.
Pi Lpca
k.h md.pie
K md
1.05
461.104
1180000
1680
- .
Drillers -19*
.
-2.48
888.202
4660
9.65
-0.256
427.495
50900
68
Transco-282
-0.903
497.5
6000
10.2
Caracol-13
-3.22
975.4
441
0.81
666.281
8190
10.80
Sinclair-380H*
Corona-47
-3.23
Manguitos-1
-1.25
886.602
824
6.44
Caballero-1C
2.4
759.504
124000
1100
-3.95
403.127
13300
42.7
Cac -4016H nc a r Cacalilao-1128H Salinas-9D
- .
Salinas 9D
Caracol 13 Corona 47
Trans 282
Cac 4016H Pem 1127 Sincl 380H Cac 1128H Sinc 143 Cac 1129H Drillers 19 Caballero 1C
.
0
554.448
46200
210
-3.34
724.668
7360
23.6
* Identificación de doble porosidad en cuatro pozos.
Manguitos 1
Definición de Modelo de Doble Porosidad Área Contractual Pánuco
Presión (Curva de Incremento)
1er. Derivada de la Presión
Doble Porosidad
a o e poros a pruebas de presión probable flujo en el Matriz a Fractura y/o rac ura
en ca a por corresponde a yacimiento de microfractura -
Identificación de doble porosidad Área Contractual Pánuco CACALILAO No. 1129H C Daño
0.053
Bbl/lpc
1.05
Pi
461.104
Lpc
K
1680
md
Omega
0.0104 .
Kz/kr
-
9.09
Periodo de almacenamiento del pozo de 24 horas
Sección del primer flujo radial 0.32h
Respuesta de Modelo de Doble Porosidad
Resultados Área Contractual Pánuco
Resultados Pánuco 1047H Pánuco 1000H Polla 37
Sinclair 143
Resultados Pánuco 1000H Área Contractual Pánuco
Resultados Pánuco 1008H Área Contractual Pánuco
Producción por pozo Área Contractual Pánuco 20% 83 Pozos 269 Bpd
80 70
100
80% ozos 1,294 Bpd 80
60 70 50
P o
60 c r
a í d r 40 o p s e l i 30 r r a B
50 40 30
20 20 Producción
Porcentaje
10 0
5 5 H 4 I 7 5 3 D 1 2 3 2 2 0 C 3 B 9 5 7 8 H 9 1 D 5 H 7 B 9 C 4 0 D 7 C 3 C 5 7 D 1 5 1 1 1 7 8 5 7 H 2 2 4 T 9 3 5 B 0 4 6 1 D 5 1 5 D T 5 8 8 0 8 D 9 3 H H H D H C C C 7 9 F 1 7 8 0 7 3 3 6 3 3 0 2 2 1 6 3 1 2 7 0 2 2 3 6 4 8 0 9 6 6 1 1 0 3 D 3 1 2 7 2 3 6 0 D 4 7 1 7 3 0 2 7 9 0 4 9 1 6 3 8 6 D 8 1 2 9 8 4 8 D 4 3 5 9 5 8 4 8 5 0 8 1 1 0 1 4 3 2 5 1 1 3 0 2 1 3 1 0 0 1 2 2 2 2 4 0 1 1 3 2 S 3 0 1 1 2 2 0 1 4 3 S 3 1 2 2 2 1 S S 4 S X 0 3 1 3 2 2 2 A L O 1 Z 2 O A O O Z E 1 1 O 2 Z S 2 0 L O 1 E A L E E 0 E S X A E A 1 A A 1 0 0 S L E L 0 1 L E 0 1 R 3 L D I O L O L C E 2 L R E 1 C E R A S O A 1 A R A P A Z Z S L L L A E 1 E E R L 4 1 A O A T O O O O R U E E P T U U N V T U L L A 1 1 I N 4 1 1 I I I I N O 1 X L O X N X A N A L R I R A A L G I A X S D C R R R R N L O L M A X A N N L A I L I R A A A A E E A R V M C N C U R C R A C L O I E R I A S A I U M A E E O N 1 N I I O O P E N E S E L N A O N U U I P O I S O N N N N N N N N O O C O O O O L L D A A P N O R S O S A L C S M O O O L A C L R R P O P U P M R T P C T N N L N R C E M M I A A A A O M N N L N B P O I L N R A M P U M M M O G M R C C C A C A O O O O O B M O O O O O O C D N U N G S N I R R O R I A C A I A N R A E H G N E N A M C E E O I E I I I I I M E I M M M T A E R C R R I E E L I E A L G P I N I I I I N R R U R E E E E E I E I B C C C C C C C C C C C S L N S A E P C A P P I P P O E C L L A L A A L N R S O N N R R I L I R L L A I R R A E A P T I I R R A R T R C I O C H C C C E P N N R A A A A A A A A I M A S K B R R R E I R T A R P A A A S A A T N T M V N T E M A A N L N X C S E E N R R R I I I I C C C V A A A N N N N C A N N C R R P C P P V V R E T E A C C C T A D A D A L A R E A L B R R R T R A R R R R E Z A A A A A E C L L C N C E M L E E E L E L E E E E F F T A E B C C C C A T C C C A T C C U T N T T T T T T T N N N I C R I I N N N N N N G N N N N N N N I I I I I S N I I I I I I E I S I N I N I U U A S S S G S S P G L
0
e n t a j e A c u m u l a d o
Optimización de la producción Área Contractual Pánuco
Iny. de químicos a pozos . .
Sistema de Calentamiento
Bombeo Mecánico Lineal
Inyección de reductores de viscosidad Tubería Ca ilar 18.3 Kg/cm 2
Evaluación Pozo Rincón 1010
Estación CHIJOLITO
3.5 Kg/cm 2
TV-535
Cabezales Prod. Med. Gral.
1.7 Kg/cm 2
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
Con Inyección de reductor de viscosidad
Chijol-7 Rincón-1010 Rincón-1007
TR 9 5/8”
Sin Inyección de reductor de viscosidad
22 m
8“ Ø 1,000 bls
4“ Ø
Llegada del Pozo Camino-105
8“ Ø
”
Nivel Dinámico
Llegada del Pozo Camino-106
Llegada del Pozo Chijol-132
Llegada del Pozo
Varillas Grado D (78) :
Camino-11 Llegada del Pozo
7/8” = 47
Camino-14
Tubería Capilar ¼” hasta 378 m, flejada a TP 2 7/8” con inyección de reductor de viscosidad base agua
351 m
TR 6 5/8”
355 m 360 m 373 m 375 m
La inyección de reductor de viscosidad disminuye el efecto de contrapresión en la línea de descarga, con lo que se recupera el nivel dinámico, ermitiendo aumentar la velocidad del sistema e incrementar la producción del pozo,
A Estac ión 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 40,000 P c ( d a d i s o c s i V
30,000 20,000 10,000 0 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.
Cable Caliente Área Contractual Pánuco Objetivo: Desbloqueador Longitudinal de Columna de Producción Compatibilidad: Bombeo de Cavidades Pro resivas CP Bombeo Mecánico (BM) Bombeo Neumático (BN) Bombeo Electrocentrífugo (BEC) Flujo Natural (FL) so e ap ares Características:
Alta viscosidad
Equipo en carrete
Resuelve problemas
Todo el Equipo es transportable
Cable Caliente Área Contractual Pánuco Perfil de Velocidad del fluido
Dentro de la TP, la velocidad relativa de cada corte teórico de fluido, además del rozamiento contra la pare n erna, genera es uerzos que se oponen a movimiento causando la contrapresión.
Creación de una subcapa laminar de alta temperatura y baja viscosidad a lo largo de toda la Tubería de Producción.
Pared de la TP
V
El patrón velocidad se modifica Las pérdidas por rozamiento viscoso se minimizan Disminuyen los esfuerzos de corte y cae contrapresión
la
Cable Caliente Área Contractual Pánuco Análisis de la variación de la Temperatura sobre la línea que va del pozo hacia la batería
Pozo Emp ire 340 45
Caso Empire 340 ) º ( o d i u l F l e d a r u t a r e p m e
40
35
30
25
20
Caso Longitud Limite LDD 15
10 0
200
400
600
800
1000
s anc a Temp. Amb 15ºC
1200
1400
1600
1800
m
Temp. Amb 25ºC
Temp. Amb 35ºC
2000
Bombeo Mecánico Lineal Área Contractual Pánuco
, una unidad de superfici al para bombeo mecánico convencional int eligente y compacta. Mediante
el comportamiento de las cargas en el motor eléctri co es capaz de predecir el comportamiento de la bomba subsuperficial.
Autocontrola
la velocidad de bombeo de endiendo del llenado de la bomba subsuperficial.
Compacta
e
y fácil de inst alar.
c au oma zac n
Instalado
en Sincl air 143
Resultados Sinclair 143 Pánuco
Control de Agua Área Contractual Pánuco
EMPACADORES Y RETENEDORES DE CEMENTO
Empacador inflable con retenedor de cemento
Permiten aislar fracturas que aportan agua.
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 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)
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) ´
´
Proyecto EPC
Fallas Subsuperficiales
Número de Pozos (413)
Bombas Tubulares
Sistemas Artificiales de Producción Dic‐2009
Noviembre 2010
Pozos
Bombeo
75
64
Elastomero Des rendido 1.12% BCP Tubular 50
Bombeo Neum tico 224
Elastomero Desgarrado 2.25%
Elastómero con mala adherencia Elastómero Rotor dañado partido por ro tor 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 costo de intervención
ronta reactivación del ozo
eficiente trans orte de aceite altamente
viscoso.
Implementación o Alternativa de Solución: Sarta de Varillas
Convertir pozos a sistema de producción con Cavidades Progresivas Insertables
TP
Ventajas: Estator
Impacto:
• Facilidad para insertarlas y recuperarlas sin
• Uso
de
equipo
• Bajo costo de intervención
• 5,000 USD/Intervención
• Rapidez de intervención
• 2 días/pozo
• Terminaciones de pozos fluyentes preparados
• Se
pequeño
no
Rotor
Anc la An titor que
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 2
,
Profundidad Final 985 m. Formación Tamaulipas Superior. 1923 se perforó el pozo Quebrache-1 con una producción , .
Datos Históricos de Producción
Periodo:1923-1929 (150 MMPC CO2) Globe Petrolium Co. #5 mper a
ompany
Mexican Sinclair Corporation #2
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 d esde Noviembre de 2003 Presión en TP 70 k /cm 2 Octubre 2005
Manifestaciones de CO2 a 844 m. 1ª reintervenci ón 19 de marzo de 1960 2ª reintervención 23 de julio de 1960 3ª reintervenci ón 27 de septiembre de 1960
Datos Históricos CO2
80 60
150
150
150
150
40 20
2
O C e d d /
3
p e d s e
o l l i M
00 80 60
50
40 15
20
LOMA DEL POZO 104
10 3
0
5 B E U Q
R 2 L 1 F E E A L U L U F C G N N I X A S E I C X M R E E M A
7 B E U Q
0 1 N 1 A B T E I U L Q P O O R T
0 4 1 P L
.
.
2 0 S 1 E T Y O A U H C
2 0 1 P L
Cromatografía Actual Caracol 15
Paz 1
L. del P. 104
Melo 2A
Driller 21
Caracol 13 B. 6 Aguila
%. Mol
%. Mol
%. Mol
%. Mol
%. Mol
%. 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
.
.
.
.
.
.
.
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
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
Biox. Carbono
Actividad 2004
Loc. Mex Gulf 2A Loc. Carbono 1 Objetivo Evaluar el potencial e incrementar la Quebrache.
2
Obtener información para conocimiento del cam o
mayor
Gráfica de Prueba Presión - Producción Mex Gulf 2A
Análisis Cromatográfico omponen e % mol base seca
rogeno 0.5022
e ano
2
ano
1.4942
97.616
0.1303
2
0.0000
ropano - u ano n- u ano - en ano n- en ano xanos+ 0.1259 0.0148
0.0528
0.0148
0.0256
0.0228
100.0
Grafica de Presión Producción Carbono 1
%mol Base Seca
%peso Bas e Seca
Nitrógeno
0.1282
0.0900
M etano
12.068
4.7700
Componente
Bióxido de Car bono
85.483
92.680
Etano
1.0483
0.7800
Ácido Sulfhídrico
0.0466
0.0400
Propano
0.6541
0.7100
i-Butano
0.0926
0.1300
-
.
.
i-Pentano
0.0729
0.1300
n-Pentano
0.0953
0.1700
Componente Nitrógeno Bióxido de Carbono Etano Á cido Sulfhídrico P ropano i-B utano n-B utano i-P entano n-P entano
%mol Base Seca 0.0276 .
%peso Base Seca 0.0200 .
89.256 0.7869 0.0554 0.5783 0.0797 0.2155 0.0645 0 0916
94.550 0.5700 0.0500 0.6100 0.1100 0.3000 0.1100 0 1600
Análisis Cromatográfico
Pozos actualmente productores de CO2. Campo Ébano-Pánuco
productores de CO2. Campo Ébano-Pánuco
ayor ro ucc n 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 Caracol 54 Crédito 2 Drillers 21
Aguila 7A Financiera 1 Drillers 19
0.59 0.46 0.37 0.30 0.22 0.21
Paz 1 orona Kermex 53 Taraco 2
0.20 0.20 0.20 0.18
Mex-Gulf 61
0.12
Pozos actualmente productores de CO2. Campo Ébano-Pánuco Componente
% Mol
Sector
Pozos
Producción BPD
Nitrógeno
0.4148
Ébano
59
456
Metano
8.0926
Pánuco
43
345
CO2
89.9893
Etano
0.5199
Cacalilao
69
572
Aci do Sulfídrico
0.0000
171
1,373
Propano
0.5667
i-Butano
0.0459
N-Butano
0.1562
i-Pentano
0.0567
N-Pentano
0.0770
Hexanos
0.0770
Red de Bombeo Neumático Bat. 2 Calentadores 2.80 mmpcd 23.0 kg/cm²
Caracol 13 TAC
Crédito 2
vu a e con ro
Est. VI Águila 3.1 mmpcd 21 kg/cm²
100.0000
TAC
Driller 21 Driller 19
16.900 KM 6”
Bat. Ve a de Otates Bat. 1.267 mmpcd 21.5 kg/cm²
18 kg/cm²
E-41
Caracol 15
Paz
Válvula de control
Pozos de BN
Est. Palangana 3.68 mmpcd 38 kg/cm²
Pozos de BN TAC
Pozos de BN
Quebrache Loma del Pozo 104 Presiones
bano
Instalación Palangana
kg/cm2 33
kg/cm2 38
56.5 kg/cm²
Carbono 1
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
TDEM
Toda el Área
Loc. LP 102A Loc. MS 2A LP104 Q-7
M Gulf 2A
Loc. Carbono 1
Kts Área = Espeso r = Poros. = Sw = Vol. de Gas =
33 Km 2 39.4 m 11% 20% 518 BCF
Área = 65 Km 2 Espesor = 72 m Poros. = 13% Sw = 22% Vol. de Gas = 2.14 TCF
A
h
phi
Sw
Vol. Roca
Vol. Poroso
Vol. Original Gas
(Km2)
(m)
(frac)
(frac)
(m3 * 106)
(MMm3)
(TCF) @ C.S.
Área = Espesor =
422 Km 2 50 m
Utilización CO2 Área Quebrache Pro ecto Inte ral
-
.
Tamps-Const. (opcion 2) : 75Km Arenque: 40 Km Soledad-Coyotes: 171 Km Ébano – Panuco - Cacalilao: 25 Km
Pozos productores de CO2. Campo Ébano-Pánuco
res ones Instalación Palangana 2 Calentadores Ébano (E‐41)
Antes kg/cm2 33 22 15
Después kg/cm2 38 23 18
Carbono 1 Campo Ébano-Pánuco
Ilustrativo
Escenarios de Producción Área Contractual Pánuco
Ejercicio con datos y proyección solo para como ejemplo ilustrativos
Enfoque: Escenario base (Reserva PDP):
Extraer 2.84 millones de barriles y 5.9 bcf
193 pozos en operación
a í d r o p s e l i r r a B
Escenario Medio (Reserva hasta 2P): • Extraer 37.5 Millones de barriles y 12.2 bcf. • 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 í d r o p s o c i ú c s e i p e d s e n l l i M
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
Retos y expectativas Área Contractual Pánuco
-Pozos Producto res Actuales:
Optimización Producción
de
sistemas
de
-Formaciones Productoras Actuales: Continuar con su desarrollo
-Formaciones Pros pecto:
Posibilidad de Explotar las ormac ones amau pas Superior e Inferior y J San Andres productoras en campos vecinos
-Manejo de la Producci ón:
Optimizar el transporte de la producción por oleoductos y en estaciones de recolección
Expectativas: -Desarrollar
Recurso Prospectivo la Reserva certificada 2P -Incrementar el factor de recuperación con implementación de
-Recuperar
-Incorporar
Reservas adicionales con soporte en nuevos estudios de desarrollo de los Yacimientos
Pánuco
Marginalidad Área Contractual Pánuco Producción
Pánuco
vs
Pánuco
1563
0
500
1,000
1,500
Costo de Producción 2011
2,000
7.8
0
5
10
