Universidad Autónoma del Carmen Unidad Académica Campus I
2013
Campos Maduros en México
Ing. Ulises Olea
Laura E. Licona Cortez Israel Mayo Molina Denise Rivera Jiménez
“Temas Selectos de Ingenieria
Kevin Ignacio Quevedo
Petrolera”
Erick X. Mendoza Martinez 30/04/2013
Campos Maduros Para definir un campo maduro se tienen los siguientes conceptos que nos ayudaran a entender mejor la razón por la cual se denominan de esta manera.
Se llaman campos maduros a aquellos campos de aceite después de cierto periodo de producción.
Un campo maduro es aquel que alcanza su pico de producción o campos productores en una etapa de declinación.
Un campo maduro es aquel que alcanza su límite económico después de una recuperación primaria, secundaria y terciaria.
Un campo maduro es aquel que está en declinación siendo el rejuvenecimiento costoso y menos atractivo que obtener producción de campos en desarrollo.
Un campo maduro es aquel donde se ha rebasado el pico de producción previsto en el esquema original de explotación, habiendo producido por más de 20 años, en general.
Un campo marginal es aquel cuyos ingresos son menores a los gastos que se requieren para mantenerlos en producción.
Es de gran importancia no confundir un campo maduro de uno marginal ya que son totalmente diferentes, tal como se hace notar en la definición anterior. Para definir cuando el campo se puede llamar “Maduro” no hay un tiempo en
específico, ya que eso más que nada va en función de la producción que nos da con relación a los costos. En la siguiente figura se ve claramente que no hay tiempo específico, sino que al haber una disminución de producción se puede considerar la denominación, aunque para su asignación de categoría se deben de hacer ciertos estudios y análisis.
Recientemente los campos maduros han adquirido una mayor importancia para los países que poseen este tipo de yacimientos, dado el alto precio del crudo y la facilidad para incrementar la producción, a partir de estos campos. En la figura se muestra como el campo se desarrolla, hay un incremento en la producción, llega a su punto máximo y empieza el declive, que es ahí donde puede asignarse como un campo maduro, hasta que la producción que da deja de ser rentable, el campo se vuelve marginal.
Hay algunos aspectos, que como se comentaba, se deben de tomar en cuenta para la asignación de un campo como “MADURO”, algunos a
considerar son los siguientes:
1. Revisar estudios previos. 2. Revisar el comportamiento del campo y su desarrollo, incluyendo: a) Operaciones de recuperación primaria, secundaria y mejorada. Prestando particular atención a: b) Mecanismos de empuje. c) Historia de producción y presión (deducir el comportamiento pasado). d) Factores de recuperación. e) Relación de movilidad y eficiencia de barrido. f) Espaciamiento de pozos y drene. g) Condiciones de pozos e instalaciones. h) Curvas IPR y el comportamiento individual de cada pozo. 3. Establecer parámetros geológicos, incluyendo: a) Configuración general del yacimiento. b) Distribución de los fluidos y su movimiento en el yacimiento. c) Variación de las propiedades en el espacio poroso. d) Continuidad y espesor. e) Porosidad.
Aquí ponga sus TEMAS “Áreas de oportunidad” México posee un inventario de alrededor de 450 campos como resultado de más de un siglo de exploración. En los últimos 25 años, Pemex ha enfocado
su inversión sólo en los 60 campos más grandes. Eso significa que existen más de 350 campos más pequeños que han sido olvidados por mucho tiempo. Los contratos de servicios integrados son una solución para estos campos maduros. Al mismo tiempo, ellos le permiten a Pemex concentrarse en campos como Cantarell, Ku-Maloob-Zaap y los principales campos costa adentro de Tabasco, los cuales en este momento representan entre el 80% y el 90% de la producción de Pemex. La paraestatal necesita mantener el control de estos proyectos.
Se visualizan dos modelos diferentes para abordar las oportunidades en materia de petróleo y gas en México:
Los campos maduros manejados a través de los contratos de servicios integrados por compañías pequeñas, basados en la tecnología y arraigados en el manejo de costos.
Pemex administrando y operando sus proyectos tradicionales costa adentro y en aguas someras, así como nuevas sociedades para los proyectos en aguas profundas.
Además de estas tres diferentes áreas de negocios aquí en México, la internacionalización podría ser la tercera oportunidad de desarrollo para Pemex en los años por venir. Sin embargo, Pemex ya cuenta con suficientes reservas y una enorme cantidad de recursos a ser descubiertos en México. La compañía no necesita mudarse al extranjero para probarse a sí misma ante el resto del mundo,
pero las operaciones internacionales podrían exponer a los ingenieros jóvenes de Pemex a diferentes culturas y prácticas de negocios para administrar el futuro en el país. Comesa está involucrada en al menos tres de estas oportunidades:
En campos maduros como un operador o proveedor de servicios potencial.
En campos de producción actuales proveyendo nueva adquisición y procesamiento sísmico y planeación de pozos.
En exploración en aguas profundas a través de asistencia técnica para la ingeniería de nuevas instalaciones de producción.
Varias empresas están apoyando a Pemex para que avance con los nuevos contratos de servicios integrados para campos petroleros maduros y participaremos tan pronto como seamos capaces de operar un campo pequeño costa adentro, preferiblemente en la parte suroriental del país. Esto será una tarea difícil, pero han trabajado arduamente en los últimos años para traer las habilidades y capacidades necesarias a la compañía, así como para formar alianzas estratégicas que complementarán las capacidades de ejecución. Las empresas se encuentran decididas a seleccionar a los socios correctos para las alianzas estratégicas y, para convertirse en sus socios ya que la compañía debe contar con experiencia, tener una buena reputación en la industria, así como ser un líder tecnológico en su rama. Los operadores pequeños tendrán más éxito al operar en campos maduros, puesto que están enfocados obviamente en administrar costos e incorporar la tecnología adecuada para resolver los problemas específicos de cada campo.
La producción que las compañías que están interesadas en la explotación de los campos maduros de nuestro país de la zona norte del golfo de México, que corresponden a los campos:
Panuco
Altamira
Tierra blanca
San Andrés
Arenque
Atún
Estos seis bloques están formados por 22 campos petroleros cuya producción en el mejor de los casos llegara apenas a los 12 mil barriles por día. Las reservas en estos campos son por arriba de 24 mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente. A largo plazo las inversiones que deberán de hacer las empresas contratistas (hasta ahora están inscritas 20), son por unos 6 mil millones de dólares a lo largo de todo el contrato, es decir, por los siguientes 30 años, a un ritmo de 500 millones de dólares anuales. Los campos están en la Región Norte, son dos marinos y cuatro terrestres, cerca del sur de Tamaulipas y en el norte de Veracruz. Los campos en el mar están en aguas someras, entre los 60 y los 100 metros de profundidad, en tanto que los terrestres han sido explotados de manera intermitente en los últimos 20 años.
