Campos Maduros en México. Gaspar Franco Hernández

Transcripción

1 Campos Maduros en México Gaspar Franco Hernández

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3 Recursos en México Fuente: Mexico s Energy Reform, Dr. Edgar Rangel-German, Houston septiembre 2014.

4 (miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalente) Cuenca Reservas 1P 2P 3P (90%) (50%) (10%) Recursos Conv. No Conv. Sureste Tampico-Misantla Reservas y Recursos Fuente: CNH Base de datos al 1 de enero de 2018 CNH Base de datos al 31 de diciembre de 2017 Burgos Veracruz Sabinas Aguas Profundas Plataforma de Yucatán Cinturón Plegado de Chiapas *Los totales pueden no coincidir por redondeo Total

5 Algunos retos para México Yacimientos Naturalmente Fracturados Chicontepec Campos Maduros Aguas Profundas Fuente: Rangel Germán, E. R., & Franco Hernández, G. (2013). El reemplazo generacional de ingenieros y geocientíficos en el 2nd Annual Latam Oil & Gas Human Capital. Comisión Nacional de Hidrocarburos. Fuente: Fuente: CNH Fuente: Fuente: Rangel Germán, Edgar (2015). IOR-EOR: Una oportunidad histórica para México. Distrito Federal Fuente: Fuente: Avitua, P., & Gaspar, F. (2018). Fracturamiento hidráulico: Perspectiva en México, beneficios e implicaciones. Comisión Nacional de Hidrocarburos. Abandono de campos EOR / IOR Crudo pesado y extrapesado Shale oil / shale gas

6 Algunos retos para México Yacimientos Naturalmente Fracturados Chicontepec Campos Maduros Aguas Profundas Fuente: Rangel Germán, E. R., & Franco Hernández, G. (2013). El reemplazo generacional de ingenieros y geocientíficos en el 2nd Annual Latam Oil & Gas Human Capital. Comisión Nacional de Hidrocarburos. Fuente: Fuente: CNH Fuente: Fuente: Rangel Germán, Edgar (2015). IOR-EOR: Una oportunidad histórica para México. Distrito Federal Fuente: Fuente: Avitua, P., & Gaspar, F. (2018). Fracturamiento hidráulico: Perspectiva en México, beneficios e implicaciones. Comisión Nacional de Hidrocarburos. Abandono de campos EOR / IOR Crudo pesado y extrapesado Shale oil / shale gas

7 Síntomas La extracción de petróleo en campos maduros conlleva grandes retos como lidiar con el envejecimiento de las instalaciones y decidir sobre la asignación de inversiones para desarrollar reservas nuevas. El aspecto económico es el que rige la extracción de estos campos. Fuente: Síntomas de envejecimiento de un campo Declinación de la presión Incremento en el flujo fraccional del agua Producción de arena Reducción en los ritmos de producción Fuente: Rangel Germán, Edgar (2015). IOR-EOR: Una oportunidad histórica para México. Distrito Federal.

8 Definiciones Rangel Germán, Edgar (2015). IOR-EOR: Una oportunidad histórica para México. Curtis L., Golike (2014). New Opportunities in Old Fields. PetroSkills, LLC and MHA Petroleum Consultants, Inc. T. Babadagli (2005). SPE Mature Field Development-A Review. Society of Petroleum Engineers. Curtis L., Golike (2014). New Opportunities in Old Fields. PetroSkills, LLC and MHA Petroleum Consultants, Inc. T. Babadagli (2005). SPE Mature Field Development-A Review. Society of Petroleum Engineers.

9 Otras definiciones Aquél donde su producción ha alcanzado su máximo de producción y ha comenzado a declinar Fuente: Hull, Rob (2012). Mature Fields : What is a mature field?. Yacimiento o campo que presenta uno o más periodos de declinación de la producción después de la etapa de desarrollo Curtis L., Golike (2014). New Opportunities in Old Fields. PetroSkills, LLC and MHA Petroleum Consultants, Inc. Aquél que alcanzó su pico de producción y ha comenzado su periodo de declinación. Rangel Germán, Edgar (2015). IOR-EOR: Una oportunidad histórica para México.

10 Otras definiciones Wood Mackenzie DAKS IQ Definición Campo maduro con una reserva remanente <= 33% Definición La etapa de madurez es el periodo final de la producción inicial y se caracteriza por una producción relativamente baja con respecto al pico y un marcado grado de declinación. + 4,500 campos A nivel mundial campos A nivel mundial

11 Panorama internacional Producción mundial de aceite al 2do trimestre de 2018 Información de la Agencia Internacional de Energía[1]. ~ 99 [MMbd] Se estima que aproximadamente el 70% de la producción mundial proviene de Campos Maduros[2], es decir, ~69 MMbd Fuente: [1] International Energy Agency, Oil Market Report: [2] Curtis L., Golike (2014). New Opportunities in Old Fields. PetroSkills, LLC and MHA Petroleum Consultants, Inc Cada año, el mundo necesita reemplazar 3MMbd que se pierden por la declinación de la producción en Campos Maduros, mientas que se requiere satisfacer el crecimiento en la demanda mundial. Equivalente a reemplazar la producción de México en 1.7 veces.

12 53 Costa Afuera 485 De los más de 750 campos existentes en México, alrededor de 485 pueden considerarse como Maduros. 1,045 yacimientos 432 Tierra 440 Aceite 294 Campos de Aceite 501 Gas 941 Terrestres 104 Marinos 93 Aceite 191 Campos de Gas 11 Gas Fuente: CNH con datos de la Base de Reservas actualizada al 1 de enero de 2018.

13 Volumen Original 3P de Aceite Nacional: Volumen Original 3P de Gas Natural Nacional: Volumen Original 81% Campos Maduros 196,860 MMb Fuente: CNH con datos de la Base de Reservas actualizada al 1 de enero de % Campos Maduros 230,491 MMMpc

14 4000 La participación de Campos Maduros es la siguiente: ~96% en Aceite. ~98% en Gas Top en Aceite Top en Gas Producción Nacional Producción de aceite (MBD) Maloob 2. Zaap 3. Ku 4. Xanab 5. Xux 53% de la producción nacional. 1. Akal 2. Xux 3. Ku 4. Zaap 5. Maloob 46% de la producción nacional Fuente: CNH con datos de la Base de Reservas actualizada al 1 de enero de 2018 y Portal de Estadística de la CNH. Otros Campos Cantarell Ku Zaap ~ 1,823Mbd Nacional en 209 campos (septiembre 2018) Xux Maloob Xanab

15 Producción Acumulada 3P de Gas Natural Nacional: Producción Acumulada 3P de Aceite Nacional: Otros Campos 1% Producción Acumulada Otros Campos 1% 99% Campos Maduros ~ 44,637 MMb Fuente: CNH con datos de la Base de Reservas actualizada al 1 de enero de % Campos Maduros ~ 81,993 MMMpc

16 La mayoría de los yacimientos productores de aceite se encuentran en etapa madura. 100,000 A-0008 (Akal) 10,000 A-0203 (Maloob) Producción acumulada Volumen remanente de aceite (mmb) 1, A-0032 (Ayatsil) A-0321 (Tajín) A-0103 (Corralillo) A-0004 (Agua Fría) A-0369 (Xanab) A-0375 (Zaap) A-0183 (Ku) 1-10% 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% Fuente: CNH Burbujas en color: Producción acumulada (mmb). Inicio de desarrollo Desarrollo Factor de rec. actual / Factor de rec. final esperado Maduros

17 Reservas Nacionales 2018 Participación de Campos Maduros Campos Reservas 1P Reservas 2P Reservas 3P Aceite Gas PCE Aceite Gas PCE Aceite Gas PCE mmb mmmpc mmb mmb mmmpc mmb mmb mmmpc mmb 757 6,464 10,022 8,484 12,281 19,378 16,162 19,420 30,020 25,467 63% 74% 82% 76% 69% 78% 71% 61% 69% 63% Asignaciones 365 4,294 7,215 5,771 7,494 13,232 10,202 10,765 18,477 14,568 Migraciones y Farmouts ,096 1, ,489 1,246 Contratos Futuras Licitaciones (3.2 y 7 Asociaciones) Reservas en Campos Maduros* 485 4,793 8,260 6,491 8,450 15,124 11,541 11,850 20,844 16,121 *Para los valores de los Campos Maduros en Contratos de las Licitaciones 1.3, 2.2 y 2.3 se tomaron los últimos valores oficiales, no necesariamente al 1 de enero de Reservas Más de la mitad de las Reservas Nacionales en todas su clasificaciones se encuentran en Campos Maduros. Pemex cuenta con el mayor número de Campos Maduros en Asignaciones. Fuente: CNH con datos de la Base de Reservas actualizada al 1 de enero de 2018.

18 Aceite Gas Natural Volumen Original vs Producción Acumulada Actual ~ 44,731 MMb Vo Aceite ~ 199,185 MMb Producción Acumulada actual Fuente: CNH con datos de la Base de Reservas actualizada al 1 de enero de ~ 82,375 MMMpc Vo Gas Natural ~ 182,662 MMMpc Producción Acumulada actual

19 Campos Maduros con mayores Reservas de Aceite Corralillo 3P 2P 1P Balam Onel Ku Akal Zaap Maloob Reservas de aceite (MMb) Fuente: CNH con datos de la Base de Reservas actualizada al 1 de enero de % 50% 40% 30% 20% 10% 0% 20.9% 0.3% 36.8% 26.6% 1.2% Campo Maloob Zaap Akal Ku Onel Balam Corralillo 42.5% Fr actual 3.3% 1.2% 54.4% Promedio Internacional en Clásticos. Promedio Internacional en Carbonatos. 1.8% 0.6% 9.2% Litología Carbonatos Clásticos 13.7% 4.4% 1.5% 37.1% 34.7%

20 Campos Maduros con mayores Reservas de Gas Natural Miquetla 3P 2P 1P Remolino Tajín Presidente Alemán Onel Zaap Jujo- Tecominoacán Maloob Akal Reservas de Gas Natural (MMMpc) Fuente: CNH con datos de la Base de Reservas actualizada al 1 de enero de % 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% 61.7% 10.0% 3.4% 22.7% Campo Akal Maloob Jujo-Tecominoacán Zaap Onel Presidente Alemán Tajín Remolino Miquetla 0.1% 38.5% 36.7% Fr actual Promedio Internacional en Clásticos. Promedio Internacional en Carbonatos. 30.7% 3.3% 9.3% 4.7% Litología Carbonatos Clásticos 10.5% 0.5% 1.9% 69.5% 68.4%

21 Factor de Recuperación promedio Llevando el Fr al promedio internacional de 36%, se podría recuperar un volumen incremental de hasta ~30,000 MMb. Internacional 37.1% 34.7% 16% 23% Actual Esperado 22% Internacional Actual Esperado 27% Clásticos (Aceite) Carbonatos (Aceite) Clásticos (Gas) Carbonatos (Gas) En el supuesto donde los yacimientos con un Fr menor al promedio internacional se incrementaran a dicho promedio, se podrían recuperar volúmenes de alrededor del 70% del volumen recuperado de aceite y 90% del volumen recuperado de gas a la fecha. Campos donde se tiene certeza de que el volumen está ahí. Fuente: CNH con datos de la Base de Reservas actualizada al 1 de enero de DAKS IQ. Llevando el Fr al promedio internacional de 69%, se podría recuperar un volumen incremental de hasta ~78,000 MMMpc. Internacional 69.5% 58% Actual 65% Esperado 68.4% Internacional 53% Actual 60% Esperado

22 Aceite Gas Natural Volumen Original 3P vs Producción Acumulada Posible ~ 74,731 MMb Vo Aceite ~ 169,185 MMb Producción Acumulada posible Fuente: CNH con datos de la Base de Reservas actualizada al 1 de enero de ~ 160,376 MMMpc Vo Gas Natural ~ 104,662 MMMpc Producción Acumulada posible

23 Algunos retos en Campos Maduros Pozos Yacimientos Abandono Integridad de pozos. Producción de fluidos no deseados (agua) y de sólidos (arena). Daño en la Formación. Declinación de la presión. Reservas no producidas. Implementar y optimizar estrategias de recuperación secundaria y mejorada. Exceso de producción de agua. Integridad de pozos e instalaciones. Planeación y calendarización de las actividades. Costo y alternativas económicas. * Contrarrestar la constante declinación en estos campos. * Invertir para mantener la producción actual, de ser posible incrementarla. * La toma de decisiones rápidas y acertadas para invertir de manera eficiente con el menor riesgo posible.

24 Tecnologías 1 Reprocesado y reinterpretación sísmica: permite validar los volúmenes existentes y su complejidad de extracción así como descubrir nuevas oportunidades (reservas) que antes no se conocían. Existen diversas tecnologías que pueden ser implementados en los Campos Maduros. Por lo que operadoras y empresas de servicios deberán definir la combinación tecnológica para obtener el máximo valor de los campos Tecnologías aplicables a nivel pozo: revaluación petrofísica, nuevos registros geofísicos, análisis de integridad de tuberías de revestimiento, análisis de presiones y contactos e integración de información histórica con nuevos datos. Revaluación petrofísica de pozos: detección de zonas por explotar que se omitieron por métodos de evaluación convencionales. Evaluación de pozos antiguos con registros nuevos: evaluación de saturación, determinar declinación y movimiento de contactos, monitoreo del frente de inyección, localizar hidrocarburos pasados por alto. Integridad de la cementación: permite conocer si es factible realizar intervenciones a pozos, reentradas, etc. Simulación de estimulaciones y reparaciones: análisis del método e impacto de las estimulaciones a pozos. Perforación de relleno (Infill drilling): estudio de la factibilidad de perforar pozos de relleno para producir zonas que hayan quedado sin drenar. 8 Integración de información: se trata de la integración de toda la información disponible para identificar nuevas oportunidades.

25 Tecnologías Caracterización de hidrocarburos remanentes. Simulación de yacimientos. Análisis de núcleos. Análisis de registros. Recuperación secundaria. Inyección continua de agua. Re-inyección de gas. Recuperación mejorada (EOR). Inyección de polímeros. Inyección continua de vapor. Inyección de hidrocarburos miscibles Inyección de CO₂. Inyección alternada de agua y gas (WAG). Administración y mejoramiento de la producción. Administración del yacimiento en perforación. Administración del yacimiento en estimulación. Aislamiento de zonas de agua. Modificación del patrón de inyección. Control de agua y abandono de pozos con alto corte de agua. Pozos horizontales. Perforación de relleno (infill drilling). Sidetracking. Acidización matricial. Fracturamiento hidráulico de una etapa. Fracturamiento ácido. Fuente: Base de datos DAKS IQ. Sistemas artificiales de producción. Bombeo mecánico. Bombeo Electrocentrífugo. Bombeo Neumático. Otros métodos. Re terminaciones, re disparos. Inhibidores de incrustaciones orgánicas y de corrosión. Control de CO₂ y H₂S. Control de arena

26 Casos Desarrollo: Plateau: Declinación: Rejuvenecimiento: Segundo Plateau: Segunda Declinación: Etapas del proyecto. Producción Promedio de Aceite (bpd) Pozo descubridor: Phillips 2/4-1ax Operador: ConocoPhillips Pozos: productores 88 inyectores (65 de agua y 8 de gas) : Nuevas instalaciones superficiales Corte de agua promedio (%) 1975: Inicio de la inyección de Gas 1987: Inicio de la inyección de Agua Fuente: DAKS IQ. Año

27 Casos N p /q o (mensual) Bati-Raman (12 API) Turquía 1/q o (1/bpm) Perforación de pozos (desarrollo del proyecto) Inicio de inyección de agua CO 2 + Pozos de Relleno Pico de producción Primaria Pico de producción EOR/IOR Inyección alternada de CO 2 y agua (WAG) Reparación y optimización de pozos Fuente: Sahin, S., Kalfa, U., & Celebioglu, D. (2008). Bati Raman Field Immiscible CO2 Application-Status Quo and Future Plans. Society of Petroleum Engineers.

28 mbd Plan Producción acumulada (mmb) Histórica (@2015) 276 Histórica (@2015) + Plan Vigente Histórica (@2015) + Modificación Fin Vigencia Asignacion mmbls Caso México Histórico (mbd) Modificación (mbd) Ronda Cero (mbd) Escenario Iny Actual CNH (mbd) Acumulada (mmbls) Acumulada R0 (mmbls) Acumulada Mod (mmbls) Acumulada Escenario actual (mmbls) Fuente: Dirección General de Dictámenes de Extracción. (2018). Modificación del Plan de Desarrollo Asignación A M-Campo Maloob. Ciudad de México: Comisión Nacional de Hidrocarburos.

29 111 Contratos Tipo de Contrato 76 Licencia 35 Producción Compartida Oportunidades Ubicación 51 Terrestres 32 Aguas Someras 28 Aguas Profundas 40 Contratos que contienen Campos Maduros

30 Producción Inicial Prooducción Actual 3 Caso México Ya existen casos en Campos Maduros donde a raíz de las Licitaciones, la producción se ha incrementado, es un ejemplo de que el potencial puede ser aprovechado. Producción de aceite Mbd MMpcd Catedral - Diavaz 1.3 A6 Catedral - Diavaz 1.3 A7 Cuichapa Poniente - Lifting 2.3 CS-01 - Jaguar 1.3 Cuichapa Poniente - Lifting 1.3 Mundo Nuevo - Renaissance Producción inicial 1.3 Ricos GD - Oil & Gas 2.2 A1 - Iberoamericana 2.2 A4 - Pantera Producción actual 2.2 A5 - Pantera 2.2 A10 - Pantera 2.3 VC-02 - Jaguar

31 Plan Quinquenal +70 Campos considerados como Maduros Se encuentran en Asignaciones tipo AR o están en manos del Estado. Oportunidades Promover la inclusión de los campos maduros en las futuras Áreas Contractuales a ser licitadas permitirá que los diversos Operadores inviertan y proporcionen al Estado el mayor beneficio posible.

32 Segunda Licitación Ronda 3 Asociación 7 Asociaciones 37 Áreas Contractuales Oportunidades 5 Áreas Contractuales que contienen 6 Campos Maduros 7 Áreas Contractuales que contienen 23 Campos Maduros

33 Fomentar una cultura de Administración de los Recursos Petroleros (ARP). Reglas claras Instituciones Informar a los ciudadanos Mecanismos para obtener capital Recaudación de los beneficios Oportunidades Seleccionar y utilizar la tecnología Evitar obsolencias de equipos Ilustración: CNH y freepik.com Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos. (2018). La importancia de la administración de los recursos petroleros. Gaceta CNH Núm. 016, 4-6. Incrementar su valor

34 Qué caracteriza a estos equipos? Fuente: Fuente: ttps://frntofficesport.com Fuente:

35 Comentarios finales Aprovechar las herramientas jurídicas que tiene México para incrementar la recuperación de hidrocarburos de los campos maduros. Analizar la factibilidad de un programa de migración de asignaciones, similar al de licitaciones. Realizar una adecuada administración de yacimientos. Supervisión y acción. Regulador y Operador. Diseñar los proyectos de revitalización de campos maduros sin límite presupuestal y después establecer la manera de obtener los recursos financieros. Tenemos mucho volumen descubierto. Se está acabando la energía para poderlo extraer. Se requiere innovar en lo técnico de todas las especialidades. Buscar balance entre todos los grupos de interés. Informarnos más para proponer.

36 Campos Maduros en México Gaspar Franco Hernández