El futuro de los Campos Maduros en México
“Un reto y una oportunidad"
26 Marzo, 2014
M. en I. Miguel Ángel Lozada Aguilar
• Este documento es para uso interno por parte del personal autorizado de Pemex Exploración y
Producción. Ninguna parte del mismo puede circularse, citarse o reproducirse para su
distribución externa, sin previa autorización escrita de la Dirección General de Pemex Exploración
y Producción
¿Por qué invertir en campos maduros?
La gran oportunidad de los campos maduros en México
Algunos ejemplos exitosos en México y en el mundo
Inversión, conocimiento y aplicación oportuna de tecnología, el gran reto
Conclusiones
Contenido
1
• Este documento es para uso interno por parte del personal autorizado de Pemex Exploración y
Producción. Ninguna parte del mismo puede circularse, citarse o reproducirse para su
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y Producción
¿Por qué invertir en campos maduros?
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• Este documento es para uso interno por parte del personal autorizado de Pemex Exploración y
Producción. Ninguna parte del mismo puede circularse, citarse o reproducirse para su
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y Producción
Presió
n
Tiempo ( Años)
Qo
,Qw
, Q
g
JovenDesarrollo Maduro
3
Evolución en la madurez de un campo petrolero
México
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y Producción
Pronósticos de producción mundial
Comportamiento y predicciones de la producción mundial
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y Producción
-20
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1900 1910 1920 1930 1940 1950 1960 1970 1980 1990 2000 2010 2020 2030 2040 2050
PIB
PO
RC
EN
TU
AL
MM
M P
ER
SO
NA
S
MM
BP
D
US
D
AÑOS
CRECIMIENTO POBLACIONAL DEMANDA DE CRUDO
PRODUCCIÓN CRECIMIENTO POBLACIONAL FUTURO
PRONÓSTICO DEMANDA DE CRUDO PRONÓSTICO P10 TRENDLINES
PRONÓSTICO P50 OPEC PRONÓSTICO P90 EIA
PRECIO DEL PETRÓLEO PIB BANCO MUNDIAL
Demanda y producción de aceite mundial
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y Producción
0
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0 20 40 60 80 100 120 140
US$/bbl
Barrels of oil equivalent (Millions)
Other
OPEC
Other
conventional
crudes Venezuelan
Heavy Crude
Deep
Waters
Artic
Biofuel (Sugar cane based)
Oil Shale
Tar sands (in situ)
GtL
CtL
Renewable
Energy
Conventional
Emerging
Unconventional
Conventional crudes
August 2014
January 2015
Biofuel U.S.
(Corn based)
Tar sands (mining)
Source: Research and analysis Ainda with information from : Van Vactor Samuel. Introduction to the Global Oil and Gas Business. Pennwell, 2010
Cantarell
Campos
maduros
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Costos de operación por tipo de yacimiento
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y Producción
La gran oportunidad de los campos maduros en México
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y Producción
Distribución de campos en México por madurez del Proyectorespecto a recuperación de reservas 2P
8
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
0% 20% 40% 60% 80% 100%
Np/
Res
.2P
% Rec
16%
11%
73%
C. Jovenes
C. en Desarrollo
C. Maduros
Reserva Remanente 2P por
Clasificación de madurez de Campos
54%
14%
32%
% de campos por madurez
Fuente: Cédulas Oficiales a 1º enero 2014
Panorama nacional de campos maduros
C. Jóvenes
C. En Desarrollo
C. Maduros
16%
11%
73%
C. Jovenes
C. en Desarrollo
C. Maduros
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y Producción
Índice geotécnico y FR de la calidad de los yacimientos
A = Factor de compartamentalizaciónB = Índice de transmisibilidadC = Factor de profundidad, variando entre 1,000 y 10,000 mn = Coeficientes de ponderación
GTI™ = nA ∙ A + nB ∙ B + nC ∙ C
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y Producción
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Relación de Reserva 2P disponible en el tiempo para campos maduros de México
1 10 100 1000 10000 100000
Cuichapa-Poniente; 35 %Riachuelo; 46 %
Sur Chinampa Norte de Amatlán; 30 %Tamaulipas Constituciones; 9 %
Bellota; 29 %Marsopa; 28 %
Ogarrio; 14 %Palangre; 13 %
Castarrical; 24 %Tamaulipas Constituciones; 9 %
Corcovado; 29 %Atún; 13 %
San Andrés; 27 %Altamira; 9 %
Magallanes-Tucán-Pajonal; 19 %Puerto Ceiba; 33 %
Batab; 15 %Paredón; 29 %
Soledad Norte; 8 %Sen; 36 %
El Golpe; 31 %Arenque; 16 %
Sinán; 21 %Pánuco; 9 %Bellota; 29 %
Cárdenas; 49 %Cacalilao; 10 %
Magallanes-Tucán-Pajonal; 19 %Edén-Jolote; 31 %
Cárdenas; 49 %Santuario; 25 %
Chinchorro; 28 %Mora; 42 %
Ébano Chapacao; 10 %Ébano Chapacao; 10 %
Tamaulipas Constituciones; 9 %Abkatún; 43 %Ogarrio; 14 %
Arenque; 16 %Abkatún; 43 %
Poza Rica; 30 %Oxiacaque; 14 %
Cunduacán; 32 %Íride; 36 %
Samaria; 42 %Jujo-Tecominoacán; 31 %
Otros; 34 %Akal; 42 %
Reserva Remanente (mmb)
Res. Rem. 2P= 5,673 mmb
Mejoramiento de laProducción= 8,620 mmb
Incremental EOR= 3,695 mmb
46 %20 %31 %44 %
12 %
12 %55 %
39 %35 %57 %
22 %19 %44 %11 %
26 %
42 %20 %
10 %57 %34 %
9 %35 %22 %
34 %37 %11 %30 %
19 %
37 %20 %14 %28 %
15 %
32 %11 %
27 %38 %51 %
19 %
19 %62 %
46 %42 %64 %
29 %26 %51 %18 %
33 %
49 %27 %
17 %64 %41 %
16 %42 %29 %
41 %44 %18 %37 %
26 %
44 %27 %21 %35 %
22 %
39 %18 %
50 %30 %42 %
51 %56 %39 %
57 %37 %49 %
58 %63 %
18 %
19 %33 %34 %
11 %30 %70 %36 %
20 %
26 %40 %41 %
18 %37 %77 %43 %
0 20 40 60 80 100
otros
Paredón
Sur Chinampa Norte de Amatlán
Cuichapa-Poniente
San Andrés
Mora
Ogarrio
Chinchorro
Altamira
Magallanes-Tucán-Pajonal
Puerto Ceiba
Sen
Abkatún
Edén-Jolote
Sinán
Cárdenas
Tamaulipas Constituciones
Santuario
Bellota
El Golpe
Ébano Chapacao
Ébano Chapacao
Poza Rica
Riachuelo
Tamaulipas Constituciones
Palangre
Soledad Norte
Magallanes-Tucán-Pajonal
Ogarrio
Tamaulipas Constituciones
Bellota
Cárdenas
Abkatún
Arenque
Corcovado
Akal
Cacalilao
Samaria
Batab
Pánuco
Jujo-Tecominoacán
Marsopa
Castarrical
Íride
Arenque
Atún
Cunduacán
Oxiacaque
Relación Reserva/Producción (años)
~60 Campos
Fro
Actual
Fro
Final
46 %
36 %30 %
54 %
22 %
22 %65 %
49 %45 %67 %
32 %29 %54 %21 %
36 %
52 %30 %
20 %67 %44 %
19 %45 %32 %
44 %47 %21 %40 %
29 %
47 %30 %24 %38 %
25 %
42 %21 %
60 %40 %52 %
61 %66 %49 %
20 %
29 %43 %44 %
21 %40 %80 %46 %
41 %
35 % 42 % 45 %F.R. Promedio Ponderado:
Fuente: Cédulas Oficiales a 1º enero 2014
1 10 100 1000 10000 100000
Cuichapa-Poniente; 35 %Riachuelo; 46 %
Sur Chinampa Norte de Amatlán; 30 %Tamaulipas Constituciones; 9 %
Bellota; 29 %Marsopa; 28 %
Ogarrio; 14 %Palangre; 13 %
Castarrical; 24 %Tamaulipas Constituciones; 9 %
Corcovado; 29 %Atún; 13 %
San Andrés; 27 %Altamira; 9 %
Magallanes-Tucán-Pajonal; 19 %Puerto Ceiba; 33 %
Batab; 15 %Paredón; 29 %
Soledad Norte; 8 %Sen; 36 %
El Golpe; 31 %Arenque; 16 %
Sinán; 21 %Pánuco; 9 %Bellota; 29 %
Cárdenas; 49 %Cacalilao; 10 %
Magallanes-Tucán-Pajonal; 19 %Edén-Jolote; 31 %
Cárdenas; 49 %Santuario; 25 %
Chinchorro; 28 %Mora; 42 %
Ébano Chapacao; 10 %Ébano Chapacao; 10 %
Tamaulipas Constituciones; 9 %Abkatún; 43 %Ogarrio; 14 %
Arenque; 16 %Abkatún; 43 %
Poza Rica; 30 %Oxiacaque; 14 %
Cunduacán; 32 %Íride; 36 %
Samaria; 42 %Jujo-Tecominoacán; 31 %
Otros; 34 %Akal; 42 %
Reserva Remanente (mmb)
Res. Rem. 2P= 5,673 mmb
Mejoramiento de laProducción= 8,620 mmb
Incremental EOR= 3,695 mmb
46 %20 %31 %44 %
12 %
12 %55 %
39 %35 %57 %
22 %19 %44 %11 %
26 %
42 %20 %
10 %57 %34 %
9 %35 %22 %
34 %37 %11 %30 %
19 %
37 %20 %14 %28 %
15 %
32 %11 %
27 %38 %51 %
19 %
19 %62 %
46 %42 %64 %
29 %26 %51 %18 %
33 %
49 %27 %
17 %64 %41 %
16 %42 %29 %
41 %44 %18 %37 %
26 %
44 %27 %21 %35 %
22 %
39 %18 %
50 %30 %42 %
51 %56 %39 %
57 %37 %49 %
58 %63 %
18 %
19 %33 %34 %
11 %30 %70 %36 %
20 %
26 %40 %41 %
18 %37 %77 %43 %
0 20 40 60 80 100
otros
Paredón
Sur Chinampa Norte de Amatlán
Cuichapa-Poniente
San Andrés
Mora
Ogarrio
Chinchorro
Altamira
Magallanes-Tucán-Pajonal
Puerto Ceiba
Sen
Abkatún
Edén-Jolote
Sinán
Cárdenas
Tamaulipas Constituciones
Santuario
Bellota
El Golpe
Ébano Chapacao
Ébano Chapacao
Poza Rica
Riachuelo
Tamaulipas Constituciones
Palangre
Soledad Norte
Magallanes-Tucán-Pajonal
Ogarrio
Tamaulipas Constituciones
Bellota
Cárdenas
Abkatún
Arenque
Corcovado
Akal
Cacalilao
Samaria
Batab
Pánuco
Jujo-Tecominoacán
Marsopa
Castarrical
Íride
Arenque
Atún
Cunduacán
Oxiacaque
Relación Reserva/Producción (años)
~60 Campos
Fro
Actual
Fro
Final
46 %
36 %30 %
54 %
22 %
22 %65 %
49 %45 %67 %
32 %29 %54 %21 %
36 %
52 %30 %
20 %67 %44 %
19 %45 %32 %
44 %47 %21 %40 %
29 %
47 %30 %24 %38 %
25 %
42 %21 %
60 %40 %52 %
61 %66 %49 %
20 %
29 %43 %44 %
21 %40 %80 %46 %
41 %
35 % 42 % 45 %F.R. Promedio Ponderado:
Res. Rem 2P= 5,673 mmb
Mejoramiento de la Producción= 8,620 mmb
Incremental EOR= 3,695 mmb
N = 123,150 MMB
FR= 31%
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y Producción
Algunos ejemplos exitosos en México y en el mundo
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Caso de Éxito: Campo Troll, Noruega
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y Producción
Caso de Éxito: Campo Shaybah, Arabia Saudita
0
2
4
6
8
10
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16
Declinación(%)
Corte deAgua (%)
Producción(BPD)
Contacto delyacimiento
(km)
Desempeño de los pozos multilaterales (MRC) de Shaybah
Antes de MRC Depués de MRC Total de pozos MRC
UbicaciónÁrea desértica de la Península de Arabia Saudita llamado Rub’al Khali. Operado por la compañía petrolera Saudi Aramco. Esel campo más grande desarrollado en los últimos 20 años.
Fuente: SPE/IADC105141,85307,81487. SPE Productions & Operations, November 2008.
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y Producción
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Caso Proyecto Jujo-Tecominoacán
Fuente: GM Esptas. Tec. Diseño de Proyectos, Jujo-Tecominoacán
0
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1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Qo
(m
bp
d)
Qo (mbpd) Fw (%) Qg (mmpcd) Exponencial (FD)
Qg
(M
MP
CD
) F
w(%
)
• Caída de la presión delyacimiento
• Irrupción de agua y gas
Tecnologías para la mejora de la producción (IOR)
• Administración integrada de yacimientos• Inyección de gas y nitrógeno• Terminación de pozos con colas extendidas• Optimización de SAP• Optimización de la productividad de pozos
Qo
(M
MB
PD
)
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y Producción
Caso Proyecto Complejo Antonio J. Bermúdez
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Fuente: GM Esptas. . de Diseño de Proyectos, Complejo Antonio J. Bermúdez
• Caída de presión del yacimiento• SAP y aparejos ineficientes• Irrupción de agua y gas
• Administración integrada de yacimientos• Inyección de agua y gas• Pozos intermedios• Pozos no convencionales• Optimización de SAP• Optimización de la Productividad
0
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Qo
(m
bp
d)
Qo Qg (mmpcd) Exponencial (FD)
Qg
(mm
pc
d)
Tecnologías para la mejora de la producción (IOR)
Qg
(M
MP
CD
)
Qo
(M
MB
PD
)
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y Producción
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Caso Proyecto Ogarrio-Magallanes
Fuente: GM Esptas. Tec. Diseño de Proyectos, Ogarrio-Magellanes
• Desconocimiento geológico• Agotamiento de reserva• Caída de presión• Ineficiencia de sistemas
artificiales
• Administración integrada de yacimientos• Sísmica 3D• Perforación de pozos en bloques aledaños• Desarrollo acelerado• Pozos horizontales• Optimización de SAP
Qg
(mm
pc
d)
0
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1979 1981 1983 1985 1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013
Qo
(m
bp
d)
Qo (mbpd) Qg (mmpcd) Exponencial (FD)
Tecnologías para la mejora de la producción (IOR)
Qg
(M
MP
CD
)
Qo
(M
MB
PD
)
• Este documento es para uso interno por parte del personal autorizado de Pemex Exploración y
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y Producción
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Caso Proyecto Akal
• Caída del gasto promedio por pozo• Flujo dominado por matriz• Agotamiento de reserva en
fracturas• Irrupción de gas y agua
• Administración integrada de yacimientos• Perforacion de pozos en zonas dulces• Colas instrumentadas• Monitoreo de ventana• Doble despazamiento por aplicar
Fuente: GM Esptas. Tec. Diseño de Proyectos, Campo Akal
Tecnologías para la mejora de la producción (IOR)
0
3,000
6,000
9,000
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0
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100
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Ace
ite A
cum
ulad
o(M
Mbl
s)
Qo
(M
bp
d)
Qo (Mbbl/d) Aceite Acumulado (MMbbl)
Np
(M
MB
LS
)
Qo
(M
MB
PD
)
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y Producción
18
Caso Proyecto Ek-Balam
• Caída drástica de la presion• Arenamiento en pozos• Yacimiento en JSO volumétrico• Falta mantenimiento de presión
• Administración integrada de yacimientos• Mantenimiento de presión con agua de mar• Certificación de reservas• Desarrollo de brecha• Pozos horizontales en JSO
Fuente: GM Esptas. Tec. Diseño de Proyectos, Ek-Balam
Tecnologías para la mejora de la producción (IOR)
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y Producción
19
Caso Proyecto Sihil
• Incertidumbre del modelo estático y dinámico.
• Perforación de pozos difícil• Falta de infraestructura de
producción
•Administración integrada deyacimientos•Desarrollo de brecha•Instalación de infraestructura•Mejora en la ingeniería de pozos
0
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480
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20
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160
02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Np
(M
MB
ls)
Qo
(M
bp
d)
ACEITE TOTAL (mbpd) Np (mmbls)
Fuente: GM Esptas. Tec. Diseño de Proyectos , Campo Sihil
Tecnologías para la mejora de la producción (IOR)
Qo
(M
MB
PD
)
Np
(M
MB
LS
)
• Este documento es para uso interno por parte del personal autorizado de Pemex Exploración y
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y Producción
20
Caso Proyecto Ixtoc–Kambesah
• Incertidumbre del modelo geológico
• Caída de la presión del yacimiento
• Administración integrada de yacimientos
• Integración de modelo geológico• Certificación de reservas• Mantenimiento de presión• Desarrollo de nuevas áreas
0
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60
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240
270
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80
90
100
99 00 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22
Np
(MM
Bls
)
Qo
(M
bp
d)
ACEITE TOTAL (mbpd) Np (mmbls)
Fuente: GM Esptas. Tec. Diseño de Proyectos, Campo Ixtoc-Kambesah
Qo
(M
MB
PD
)
Np
(M
MB
LS
)
Tecnologías para la mejora de la producción (IOR)
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Producción. Ninguna parte del mismo puede circularse, citarse o reproducirse para su
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y Producción
Inversión, conocimiento y aplicación oportuna de tecnología, el gran reto
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Producción. Ninguna parte del mismo puede circularse, citarse o reproducirse para su
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y Producción
Desarrollo y Estabilización FR=2 al 30%
Mejoramiento de la ProducciónFR= 30-50%
EORFR =50-55%
Qo
Porc
enta
je d
e Co
sto
de P
rodu
cció
n
Producción
Costos
12
Implementación de
Tecnologías
• Inyección de agua• Inyección de gas• Pozos Horizontales• Infill drilling• Terminaciones con controladores de flujo• Geoperforación• Tecnología para tratamiento de agua• Campos Inteligentes• Perforación Radial• Sísmica 3D y 4D
EOR
• Procesos térmicos• Procesos de inyección de gases (Miscibles y no miscibles)• Procesos químicos• Inyección de bacterias
Grupos multidisciplinarios de Alto Desempeño
Conocimiento del Campo
Aplicación oportuna de la Tecnología
Inversión
Administración integrada de yacimientos
22
Fundamento de los campos maduros
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y Producción
Distribución de eficiencia de barrido
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y Producción
Esquema de movimiento de la ventana de aceite, parte sur del campo.
Campo Akal
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y Producción
0
5
10
15
20
25
30
35
JUJO-TECO ABKATUN KU CAJB AKAL
MM
BLS
ESPESOR
INVADIDO=
964 MVBNM
ESPESOR
INVADIDO=
630 MVBNM
Potencial para campos maduros con drene gravitacional
N= 3,760.4
N= 5,445.6 N= 5,821.8
N=9,791.4
N= 30,434.2
FR= 31.1 %
FR= 43.3 %
FR= 44.7 %
FR= 29.9 %FR= 42.2 %
CAA Orig
6464 MVBNM
CAA Act
5500 MVBNM
CGA 5250
MVBNM ACEITE
REMANENTE
CAA Orig
3810 MVBNM
CAA Act
3180 MVBNM
CGA
NO DEFINIDO
CAA Orig
3125 MVBNM
CGA 2915
MVBNMACEITE
REMANENTE
CAA Orig
5025 MVBNM
CAA Act
4290 MVBNM
CGA 3864
MVBNM
CAA Orig
3254 MVBNM
CAA Act
2613 MVBNM
CGA 2545
MVBNM
CAA Act
2988 MVBNM
ACEITE
REMANENTE
ACEITE
REMANENTE
ACEITE
REMANENTE
ESPESOR
INVADIDO=
137 MVBNM
ESPESOR
INVADIDO=
735 MVBNM
ESPESOR
INVADIDO=
684 MVBNM
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Akal Doble desplazamiento
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Evolución del número de pozos horizontales, Canadá-México.
Rezago en la aplicación de nuevas tecnologías
Innovación y aplicación tecnológica en campos maduros
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Clasificación de campos por método de mantenimiento de presión
Akal
Hallazgo
Remolino
Arenque
Barcodón
Poza Rica
Tamaulipas-Constituciones
Abkatun / Pol / Chuc
Bolontiku
Cactus
Sitio Grande
Artesa
Cunduacan
Samaria
San Andrés
Chuc
May
Oxiacaque
Ku / Maloob / Zaap
JujoTecominoacán
Balam
El Golpe
Cinco Presidentes
Cuichapa
La Venta
Rodador
San Ramón
Sanchez Magallanes
Puente
Bacal
Otates
Ogarrio
Moloacan
San Andrés
Hallazgo
Remolino
Arenque
Barcodón
Poza Rica
Tamaulipas-Constituciones
Abkatun / Pol / Chuc
Bolontiku
Cactus
Sitio Grande
Artesa
Cunduacan
Samaria
6%
91%
Co2 Gas N2 Agua Sin Mantenimeinto de Presión
3%
Cam
po
s c
on
In
yecció
n d
e A
gu
a (
69%
)
Carb
on
ato
s (
67%
)
2
5
5
27
Co2 Gas N2 Agua
26
13
Carbonatos Arenas
Total de Campos :389
Con Mtto de P.:39
Sin Mtto. De P.:350
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Fuente: Informe Anual 2009. Recuperación Secundaria y Mejorada en México. STE.
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Distribución de la producción mundial por método de recuperación
Fuente: SPE 84864 George J Stosur Oil and Gas journal, Worldwide EOR surveyOil and Gas Journal, 2010; EIA
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Conclusiones
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y Producción
• Por la calidad de los campos maduros en México, se tiene el
potencial de incrementar la producción en el corto y mediano
plazo; así como su factor de recuperación final de un 7% con
tecnología para mejoramiento de producción (IOR) y de un 3%
con aplicaciones de recuperación mejorada (EOR). Esto
representa incrementar la reserva 2P de estos campos de
~6,000 a~ 18,000 MMb.
• El incremento de la producción y el factor de recuperación de
estos campos se logra aplicando las mejores prácticas en la
administración de los yacimientos, innovando y aplicando
tecnología, e invirtiendo oportunamente.
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Conclusiones
• Este documento es para uso interno por parte del personal autorizado de Pemex Exploración y
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y Producción
• El gran reto es invertir y aplicar las mejores tecnologías para el
mejoramiento de la producción (IOR) a costos de producción de
menos de 20 USD/B, antes de iniciar las aplicaciones de
recuperación mejorada (EOR), en donde los costos de
producción se incrementan substancialmente y pueden llegar
hasta 30 USD/B.
• Para el mejoramiento de la producción y el incremento del
factor de recuperación, se requiere de cuantiosas inversiones.
Por ejemplo para el caso del campo Akal, tan solo la aplicación
del proceso de doble desplazamiento, requiere una inversión
de aproximadamente 55,000 MMPesos. La reforma
energética es un gran instrumento para incentivar estas
cuantiosas inversiones requeridas.
Conclusiones
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