El futuro de los Campos Maduros en México. Un reto y una oportunidad" M. en I. Miguel Ángel Lozada Aguilar

Transcripción

1 El futuro de los Campos Maduros en México Un reto y una oportunidad" M. en I. Miguel Ángel Lozada Aguilar 26 Marzo, 2014

2 Contenido 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 1

3 Por qué invertir en campos maduros? 2

4 Qo,Qw, Qg Evolución en la madurez de un campo petrolero Presión Tiempo ( Años) México Desarrollo Joven Maduro 3

5 Pronósticos de producción mundial Comportamiento y predicciones de la producción mundial 4

6 MMM PERSONAS MMBPD USD PIB PORCENTUAL CRECIMIENTO POBLACIONAL PRODUCCIÓN PRONÓSTICO DEMANDA DE CRUDO PRONÓSTICO P50 OPEC PRECIO DEL PETRÓLEO Demanda y producción de aceite mundial DEMANDA DE CRUDO CRECIMIENTO POBLACIONAL FUTURO PRONÓSTICO P10 TRENDLINES PRONÓSTICO P90 EIA PIB BANCO MUNDIAL AÑOS 5

7 US$/bbl Costos de operación por tipo de yacimiento Conventional Unconventional Emerging Renewable Energy 100 August January 2015 Conventional crudes Cantarell Campos maduros Other OPEC Other conventional crudes Barrels of oil equivalent (Millions) Artic Deep Waters Venezuelan Heavy Crude Oil Shale CtL GtL Biofuel U.S. (Corn based) Tar sands (in situ) Tar sands (mining) Biofuel (Sugar cane based) Source: Research and analysis Ainda with information from : Van Vactor Samuel. Introduction to the Global Oil and Gas Business. Pennwell,

8 La gran oportunidad de los campos maduros en México 7

9 Np/Res.2P Distribución de campos en México por madurez del Proyecto respecto a recuperación de reservas 2P 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% Panorama nacional de campos maduros 73% 32% 16% 73% 11% 16% 11% % de campos por madurez C. Jovenes C. en Desarrollo C. Maduros C. Jóvenes Jovenes C. En en Desarrollo C. Maduros 20% 10% 14% 54% Reserva Remanente 2P por Clasificación de madurez de Campos 0% Fuente: Cédulas Oficiales a 1º enero % 20% 40% 60% 80% 100% % Rec 8

10 Índice geotécnico y FR de la calidad de los yacimientos GTI = n A A + n B B + n C C A = Factor de compartamentalización B = Índice de transmisibilidad C = Factor de profundidad, variando entre 1,000 y 10,000 m n = Coeficientes de ponderación 9

11 ~60 CamposOtros; 34 % Jujo-Tecominoacán; 31 % Samaria; 42 % Íride; 36 % Cunduacán; 32 % Oxiacaque; 14 % Poza Rica; 30 % Abkatún; 43 % Arenque; 16 % Ogarrio; 14 % Abkatún; 43 % Tamaulipas Constituciones; 9 % Ébano Chapacao; 10 % Ébano Chapacao; 10 % Mora; 42 % Chinchorro; 28 % Santuario; 25 % Cárdenas; 49 % Edén-Jolote; 31 % Magallanes-Tucán-Pajonal; 19 % Cacalilao; 10 % Oxiacaque Cunduacán Atún Arenque Íride Castarrical Marsopa Jujo-Tecominoacán Pánuco Batab Samaria Cacalilao Akal Corcovado Arenque Abkatún Cárdenas Bellota Tamaulipas Constituciones Ogarrio Magallanes-Tucán-Pajonal Soledad Norte Palangre Tamaulipas Constituciones Riachuelo Poza Rica Ébano Chapacao Ébano Chapacao El Golpe Bellota Santuario Tamaulipas Constituciones Cárdenas Sinán Edén-Jolote Abkatún Sen Puerto Ceiba Magallanes-Tucán-Pajonal Altamira Chinchorro Ogarrio Mora San Andrés Cuichapa-Poniente Sur Chinampa Norte de Amatlán Paredón otros Relación de Reserva 2P 42 % disponible 49 % 52 % en el 51 % 58 % 61 % tiempo para campos maduros 56 % 63 % 66 % de México Relación Reserva/Producción (años) Cárdenas; 49 % Bellota; 29 % Pánuco; 9 % Sinán; 21 % Arenque; 16 % El Golpe; 31 % Sen; 36 % Soledad Norte; 8 % Paredón; 29 % Fuente: Cédulas Oficiales a 1º enero 2014 Batab; 15 % Puerto Ceiba; 33 % Magallanes-Tucán-Pajonal; 19 % Akal; 42 % ~60 CamposOtros; 34 % Jujo-Tecominoacán; 31 % Samaria; 42 % Íride; 36 % Cunduacán; 32 % Oxiacaque; 14 % Poza Rica; 30 % Abkatún; 43 % Arenque; 16 % Ogarrio; 14 % Abkatún; 43 % Tamaulipas Constituciones; 9 % Ébano Chapacao; 10 % Ébano Chapacao; 10 % Mora; 42 % Chinchorro; 28 % Santuario; 25 % Cárdenas; 49 % Edén-Jolote; 31 % Magallanes-Tucán-Pajonal; 19 % Cacalilao; 10 % Cárdenas; 49 % Bellota; 29 % Pánuco; 9 % Sinán; 21 % Arenque; 16 % El Golpe; 31 % Sen; 36 % Soledad Norte; 8 % Paredón; 29 % Batab; 15 % Puerto Ceiba; 33 % Magallanes-Tucán-Pajonal; 19 % Altamira; 9 % San Andrés; 27 % Atún; 13 % Corcovado; 29 % Tamaulipas Constituciones; 9 % Castarrical; 24 % Palangre; 13 % Ogarrio; 14 % Marsopa; 28 % Bellota; 29 % Tamaulipas Constituciones; 9 % Sur Chinampa Norte de Amatlán; 30 % Riachuelo; 46 % Cuichapa-Poniente; 35 % FR= 31% Fr o Actual 30 % 39 % 20 % Reserva Remanente (mmb) % % % 22 % 19 % 44 % 11 % 12 % 12 % 55 % 39 % 35 % 57 % 42 % 20 % 10 % 57 % 34 % 9 % 35 % 22 % 34 % 37 % 11 % F.R. Promedio Ponderado: 30 % 19 % 37 % 20 % 57 % 37 % 46 % 27 % 38 % 51 % 29 % 26 % 51 % 18 % 19 % 19 % 62 % 46 % 42 % 64 % 49 % 27 % 17 % 64 % 41 % 16 % 42 % 29 % 41 % 44 % 18 % 37 % 26 % 44 % 27 % 50 % 30 % 42 % 51 % 56 % 39 % 20 % 31 % 44 % 22 % 19 % 44 % 11 % 12 % 12 % 55 % 39 % 35 % 57 % 42 % 20 % 10 % 57 % 34 % 9 % 35 % 22 % 34 % 37 % 11 % 30 % 19 % 37 % 20 % 14 % 28 % 15 % 32 % 11 % 26 % 18 % 19 % 33 % 34 % 11 % 30 % 70 % 36 % 40 % 49 % 30 % % % 37 % % % 58 % % % 46 % 27 % % % 51 % % % 26 % % % 18 % 19 % 22 % 19 % 62 % % % 42 % 649 % % 49 % 27 % 45 % 17 % 64 % % % 16 % % % 29 % % % 44 % 18 % % % 26 % % % 27 % % % 35 % 22 % % % 18 % % % 20 % % % 40 % % % 18 % 37 % % % 43 % 21 % 40 % 29 % 47 % 30 % 60 % 40 % 52 % 61 % 66 % 49 % 30 % % 54 % 32 % 29 % 54 % 21 % 22 % 22 % 65 % 49 % 45 % 67 % 52 % 30 % 20 % 67 % 44 % 19 % 45 % 32 % 44 % 47 % 21 % 40 % 29 % 47 % 30 % 24 % 38 % 25 % 42 % 21 % 36 % 20 % 29 % 43 % 44 % 21 % 40 % 80 % 46 % 35 % 42 % 45 % Fr o Final N = 123,150 MMB Res. Rem. 2P= 2P= 5,673 5,673 mmb Rem. 2P= 5,67 mmb Mejoramiento de la Producción= 8,620 mmb Mejoramiento de la Incremental EOR= 3,695 mmb Producción= Mejoramiento 8,620 de mmb Producción= 8,620 Incremental EOR= 3 3,695 mmb 10

12 Algunos ejemplos exitosos en México y en el mundo 11

13 Caso de Éxito: Campo Troll, Noruega 12

14 Caso de Éxito: Campo Shaybah, Arabia Saudita Ubicación Área desértica de la Península de Arabia Saudita llamado Rub al Khali. Operado por la compañía petrolera Saudi Aramco. Es el campo más grande desarrollado en los últimos 20 años Desempeño de los pozos multilaterales (MRC) de Shaybah Declinación (%) Corte de Agua (%) Producción (BPD) Contacto del yacimiento (km) Antes de MRC Depués de MRC Total de pozos MRC Fuente: SPE/IADC105141,85307, SPE Productions & Operations, November

15 Qo (MMBPD) Qo (mbpd) Qg (MMPCD) Fw (%) Caso Proyecto Jujo-Tecominoacán 140 Qo (mbpd) Fw (%) Qg (mmpcd) Exponencial (FD) Tecnologías para la mejora de la producción (IOR) Caída de la presión del yacimiento Irrupción de agua y gas Administración integrada de yacimientos Inyección de gas y nitrógeno Terminación de pozos con colas extendidas Optimización de SAP Optimización de la productividad de pozos Fuente: GM Esptas. Tec. Diseño de Proyectos, Jujo-Tecominoacán 14

16 Qo (MMBPD) Qo (mbpd) Caso Proyecto Complejo Antonio J. Bermúdez Qg (mmpcd) Qg (MMPCD) 400 Qo Qg (mmpcd) Exponencial (FD) Tecnologías para la mejora de la producción (IOR) 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 Fuente: GM Esptas.. de Diseño de Proyectos, Complejo Antonio J. Bermúdez 15

17 Qo (MMBPD) Qo (mbpd) Qg (MMPCD) Qg (mmpcd) Caso Proyecto Ogarrio-Magallanes Qo (mbpd) Qg (mmpcd) Exponencial (FD) Tecnologías para la mejora de la producción (IOR) Desconocimiento geológico Agotamiento de reserva Caída de presión Ineficiencia de sistemas artificiales Fuente: GM Esptas. Tec. Diseño de Proyectos, Ogarrio-Magellanes Administración integrada de yacimientos Sísmica 3D Perforación de pozos en bloques aledaños Desarrollo acelerado Pozos horizontales Optimización de SAP 16

18 Qo (Mbpd) Qo (MMBPD) Np (MMBLS) Caso Proyecto Akal Qo (Mbbl/d) Aceite Acumulado (MMbbl) 15,000 12, ,000 6,000 3, Tecnologías para la mejora de la producción (IOR) 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 17

19 Caso Proyecto Ek-Balam Tecnologías para la mejora de la producción (IOR) 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 18

20 Qo (MMBPD) Qo (Mbpd) Np (MMBls) Np (MMBLS) ACEITE TOTAL (mbpd) Caso Proyecto Sihil Np (mmbls) Tecnologías para la mejora de la producción (IOR) Incertidumbre del modelo estático y dinámico. Perforación de pozos difícil Falta de infraestructura de producción Administración integrada de yacimientos Desarrollo de brecha Instalación de infraestructura Mejora en la ingeniería de pozos Fuente: GM Esptas. Tec. Diseño de Proyectos, Campo Sihil 19

21 Qo (MMBPD) Qo (Mbpd) Np (MMBls) Np (MMBLS) Caso Proyecto Ixtoc Kambesah ACEITE TOTAL (mbpd) Np (mmbls) Tecnologías para la mejora de la producción (IOR) Incertidumbre del modelo geológico Caída de la presión del yacimiento Fuente: GM Esptas. Tec. Diseño de Proyectos, Campo Ixtoc-Kambesah Administración integrada de yacimientos Integración de modelo geológico Certificación de reservas Mantenimiento de presión Desarrollo de nuevas áreas 20

22 Inversión, conocimiento y aplicación oportuna de tecnología, el gran reto 21

23 Qo Porcentaje de Costo de Producción Fundamento de los campos maduros Desarrollo y Estabilización FR=2 al 30% Producción Mejoramiento de la Producción FR= 30-50% EOR FR =50-55% Costos Implementación de Tecnologías EOR 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 Procesos térmicos Procesos de inyección de gases (Miscibles y no miscibles) Procesos químicos Inyección de bacterias Administración integrada de yacimientos Conocimiento del Campo Grupos multidisciplinarios de Alto Desempeño Aplicación oportuna de la Tecnología Inversión 12 22

24 Distribución de eficiencia de barrido 23

25 Campo Akal Esquema de movimiento de la ventana de aceite, parte sur del campo. 24

26 MMBLS Potencial para campos maduros con drene gravitacional ESPESOR INVADIDO= 964 MVBNM FR= 31.1 % N= 3,760.4 ESPESOR INVADIDO= 630 MVBNM FR= 43.3 % N= 5,445.6 ESPESOR INVADIDO= 137 MVBNM FR= 44.7 % N= 5,821.8 ESPESOR INVADIDO= 735 MVBNM FR= 29.9 % N=9,791.4 ESPESOR INVADIDO= 684 MVBNM FR= 42.2 % N= 30, CGA 5250 MVBNM ACEITE REMANENTE CAA Act 5500 MVBNM CAA Orig 6464 MVBNM CGA NO DEFINIDO ACEITE REMANENTE CAA Act 3180 MVBNM CAA Orig 3810 MVBNM CGA 2915 MVBNM ACEITE REMANENTE CAA Act 2988 MVBNM CAA Orig 3125 MVBNM CGA 3864 MVBNM ACEITE REMANENTE CAA Act 4290 MVBNM CAA Orig 5025 MVBNM CGA 2545 MVBNM ACEITE REMANENTE CAA Act 2613 MVBNM CAA Orig 3254 MVBNM 0 JUJO-TECO ABKATUN KU CAJB AKAL 25

27 Akal Doble desplazamiento 26

28 Innovación y aplicación tecnológica en campos maduros Evolución del número de pozos horizontales, Canadá-México. Rezago en la aplicación de nuevas tecnologías 27

29 Campos con Inyección de Agua (69%) Clasificación de campos por método de mantenimiento de presión Carbonatos (67%) 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 27 Co2 Gas N2 Agua Sin Mantenimeinto de Presión Total de Campos :389 Con Mtto de P.:39 Sin Mtto. De P.: % Co2 Gas N2 Agua 5 5 3% 91% 13 Carbonatos 26 Arenas 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 Jujo Tecominoacán Fuente: Informe Anual Recuperación Secundaria y Mejorada en México. STE. 28

30 Distribución de la producción mundial por método de recuperación Fuente: SPE George J Stosur Oil and Gas journal, Worldwide EOR survey Oil and Gas Journal, 2010; EIA 29

31 Conclusiones 30

32 Conclusiones 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. 31

33 Conclusiones 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. 32

34 Gracias!