A c t i v o d e P r o d u c c i ó n P o z a R i c a - A l t a m i r a

Transcripción

1

2 Aviso De conformidad con el numeral 7 de las Bases de la licitación pública internacional abierta número , la información verbal o escrita intercambiada o entregada entre los participantes de un taller no generará derecho alguno a los licitantes, ni obligación alguna a PEP frente a los licitantes o frente a terceros, por lo que PEP no será responsable por deficiencias, inexactitudes o faltantes en la información que presente en los talleres. Para tales efectos, estos talleres no estarán sujetos a un protocolo, por lo que la información generada no constituye una oferta para presentar una propuesta o para otorgar cualquier contrato, para adquirir cualquier compromiso o servicio referido en este documento, ni implica asumir ninguna clase de obligación por parte de PEP. Los interesados podrán obtener asesoría independiente para la evaluación y revisión que juzguen convenientes, a través de sus propios expertos en materia impositiva, contable, financiera, comercial y/o cualquier regulación existente. Adicionalmente, la información se distribuye para fines promocionales con el objeto de obtener retroalimentación de la industria y otros interesados. La publicación de la información no implica compromiso alguno de convocar ni de aceptar las sugerencias recibidas.

3 Contenido Ubicación Datos generales Producción y reservas Pozos Infraestructura Áreas de oportunidad Localizaciones y Reservas Perforación (Tipo de Pozos y Term.) Producción (Productividad y SAE) Evaluación Económica

4 Ubicación Coordenadas Geográficas UTM_WGS84 UTM_WGS84 LONGITUD LATITUD X Y 97 3' 0.00" W 20 55' 0.00" N ' 0.00" W 20 55' 0.00" N ' 0.00" W 20 50' 0.00" N ' 0.00" W 20 50' 0.00" N ' 0.00" W 20 32' 0.00" N ' 0.00" W 20 32' 0.00" N ' 0.00" W 20 40' 0.00" N ' 0.00" W 20 40' 0.00" N ' 0.00" W 20 44' 0.00" N ' 0.00" W 20 44' 0.00" N Área: 625 km 2 Ubicación: Esta ubicado, en la plataforma continental del Golfo de México, frente a la costa del Norte de Veracruz, entre Tuxpan y el río Tecolutla. Retos: Incrementar el Factor de Recuperación Optimizar la Explotación del Yacimiento Diseñar desarrollo de producción Integral Perforación de 8 localizaciones estratégicas con riesgos medio-alto Expectativas: Recursos Prospectivos 396 MMbpce con 6 oportunidades. Reservas certificadas 2P 1 Estudio sísmico existente 3D

5 Contenido Ubicación Datos generales Producción y reservas Pozos Infraestructura Áreas de oportunidad Localizaciones y Reservas Perforación (Tipo de Pozos y Term.) Producción (Productividad y SAE) Evaluación Económica

6 Fecha de descubrimiento Inicio de explotación Formaciones productoras Tipo de Formación Grado de Fracturamiento Profundidad Cima Espesor Neto promedio DATOS FORMACIÓN PRODUCTORA 1966 (Pozo Atún-1) 1968 (Pozo Atún-3) El Abra Carbonatos Naturalmente Fracturados Alto 2,711-3,171 m m Porosidad % Permeabilidad Pozo perforado mas profundo Pozos con Registros Geofísicos a 70 md Atún 502 (4,944 md) Localizaciones Propuestas en 2012 Atún 130 y Atún 140 Sísmica 3D existente (Cubierto 100 %) 9,515 Km² Datos Generales DATOS DE YACIMIENTOS Densidad del Aceite ºAPI Viscosidad del Gas Ty 90 ºC Presión Inicial Yacimiento Kg/cm 2 Presión Actual Yacimiento Kg/cm 2 Temperatura del Yacimiento 90 ºC Mecanismo de Empuje Hidráulico Área Desarrollada 22.2 Km 2 Volumen Original 406 MMb / 983 MMMpc

7 Oportunidades de desarrollo hacia el talud, Formación Tamabra (Marino) Columna Estratigráfica de Interés Económico Sección estratigráfica estructural (SW - NE) 1000 ATUN TRITON TR md TR md Sello 2000 Oligoceno Superior 2000 TR 10 1/4 2,787 md Almacén 3000 Oligoceno Inf Eoceno Méndez Mioceno Medio 3000 Sello El Abra Liner 7 4,390 md Agujero Descubierto 6 1/ Almacén Generadora 5000 Tamaulipas Inferior San Andrés Tamabra Tamaulipas Inf La Casita Mioceno Inferior PT=4,944 md Basamento Alto de Tuxpan Constituciones Pimienta 6000 Pozo y Columna Geológica Tipo 6000

8 Registros Pozos Atún 60 y 101 Qoi. = 1,063 Bpd Interv Qoi. = 727 Bpd Interv

9 kg/cm2 A c t i v o d e P r o d u c c i ó n P o z a R i c a - A l t a m i r a Rango de presiones Atún Registros de presión (Fondo cerrado) 2,850 mvbnm

10 kg/cm2 A c t i v o d e P r o d u c c i ó n P o z a R i c a - A l t a m i r a Rango de presiones Morsa Registros de presión (Fondo cerrado) 2,850 mvbnm

11 kg/cm2 A c t i v o d e P r o d u c c i ó n P o z a R i c a - A l t a m i r a Rango de presiones Escualo Registros de presión (Fondo cerrado) 2,900 mvbnm /may/74 31/may/74 30/jun/74 30/jul/74

12 Actualización del modelo con apoyo de sísmica 3D Estructural Atún A Sección Sísmica A ATUN-101 EL ABRA ATÚN 101 A A Configuración Estructural Cima K El Abra Atún-15, N-8 F-13 Atún-3, N-17 Porosidad móldica, vugular y fractura.

13 Sísmica BATERÍA PUNTA DE PIEDRA Cobertura sísmica 3D 100% (625 km 2 )

14 Aceite (bpd) ene-64 ene-65 ene-66 ene-67 ene-68 ene-69 ene-70 ene-71 ene-72 ene-73 ene-74 ene-75 ene-76 ene-77 ene-78 ene-79 ene-80 ene-81 ene-82 ene-83 ene-84 ene-85 ene-86 ene-87 A c t i v o d e P r o d u c c i ó n P o z a R i c a - A l t a m i r a ene-88 ene-89 ene-90 ene-91 ene-92 ene-93 ene-94 ene-95 ene-96 ene-97 ene-98 ene-99 ene-00 ene-01 ene-02 ene-03 ene-04 ene-05 ene-06 ene-07 ene-08 ene-09 ene-10 ene-11 Resultados obtenidos en la FOM (3D) permiten visualizar oportunidades de desarrollo Resultados de pozos horizontales de alta productividad en los campos Carpa y Bagre Faja de Oro Marina (FOM) 40,000 35,000 30,000 Isla de Lobos Tiburon Morsa Atun Bagre Marsopa Carpa 25,000 20,000 15,000 8,153 bpd 10,000 5,000 0

15 Contenido Ubicación Datos generales Producción y reservas Pozos Infraestructura Áreas de oportunidad Localizaciones y Reservas Perforación (Tipo de Pozos y Term.) Producción (Productividad y SAE) Evaluación Económica

16 La reactivación del campo ha generado un incremento en la Producción y Reservas Bloque / Campos Área Desarrollada por Campo. (Km 2 ) Volumen Original Producción Reservas Remanentes FR [%] 2P Acumulada 2P Total 2P [MMb / MMMpc] [MMb / MMMpc] [MMb / MMMpc] Gas Aceite Gas Aceite Gas Aceite Gas Aceite natural ATÚN CANGREJO ESCUALO MEJILLÓN MORSA Total Las producciones iniciales por pozo tienen rangos de entre 200 y 2700 bpd y de 1 a 30 mmpcd, para el campo Atún principalmente. En el campo Morsa se tienen datos de producción de aceite de 550 bpd. Para el campo Mejillón la prueba de producción fue de 500 y 650 bpd de aceite y de 16 a 21 mmpcd de gas

17 Definición de nuevas estructuras con potencial, para el desarrollo de campos BPD 35,000 Qo (bpd) Qw (bpd) Qg (mmpcd) MMPCD ,000 Prod. Máxima Mbpd Producción inicial por pozo: 1,600 Bpd , ,000 15, ,000 5,000 Prod. Actual : Aceite: 0.49 Mbpd Gas: 8.3 MMpcd Total Pozos 72 Taponados 66 92% DATOS DE PRODUCCIÓN Porcentaje de Agua 0 Producción Acumulada 54.1 MMb y MMMpc Pozo Aceite Bpd % Agua Gas MMpcd Atun Atun Total Relación Gas Aceite 1,210 M 3 /M 3 (Campo Atún) Apertura 27 de Junio 2011 Cerrados 4 5% Operando 2 3% Inyección de Fluidos Ninguno Sistema de Producción Fluyente

18 Contenido Ubicación Datos generales Producción y reservas Pozos Infraestructura Áreas de oportunidad Localizaciones y Reservas Perforación (Tipo de Pozos y Term.) Producción (Productividad y SAE) Evaluación Económica

19 Geometría de pozos La perforación de pozos Horizontales ha permitido incrementar la productividad por pozo POZO ORIGINAL Pozo Atún 54 Tipo I Horizontal incluye agujero piloto a 3200 m. toma de información y perforación horizontal a 3270 m. Niple asiento TR 30, 62 # 135 m 147 m 254 m TR 30, X-56, # 150 m 1ª Etapa m 2ª Etapa m Programa de Fluidos Fluidos base agua Fluidos base agua ( gr/cm3) ( gr/cm3) TR 13 3/8, J-55, 54.5 # TP 3 ½ -2 7/8 a 2798 m TR 9 5/8, N-80, 40 # Camisa 304 m 1387 m 2810 m TR 13 3/8, N-80, 68 # B.L TR 9 5/8, L-80, 53.5 # 300 m 1350 m 1400 m 3ª Etapa m 4ª Etapa 2850-PT Fluido Base Aceite Salmuera Potásica ( gr/cm3) con equipo bajo balance ( gr/cm3) con equipo bajo balance Niple asiento 2812 m Empacador 2835 m Mandril porta sensor B.L. TR 6 5/8, N-80, 28 # 2844 m 2896 m m Empacador black cat Cementación de Tuberías de Revestimiento (TR s) 13 3/ m.b.m.r. Retenedor a 2940 m 9 5/ m.b.m.r. Retenedor a 3010 m m TR 7, L-80, 29 # 2850 m m.b.m.r. Retenedor a m Retenedor a 3082 m Ag. Descubierto 6 1/8 a 3050 m Ag.desc. 6 1/ m.b.m.r. TR 4 1/2, P-110, 13.5 # 3142 m 3165 m P.T m

20 Contenido Ubicación Datos generales Producción y reservas Pozos Infraestructura Áreas de oportunidad Localizaciones y Reservas Perforación (Tipo de Pozos y Term.) Producción (Productividad y SAE) Evaluación Económica

21 Capacidad de recepción y manejo de la producción proyectada con su infraestructura A c t i v o d e P r o d u c c i ó n P o z a R i c a - A l t a m i r a

22 Infraestructura Infraestructura Existente 2 Plataformas Instaladas (Atún-B y Atún-D) 1 Oleogasoducto de 12 Ø x 13 Km. de Atún-D a Bagre-A 1 Interconexión de 6 Ø x 0.33 Km. de Atún-B al Oleogasoducto de 12 Ø x 13 Km. Infraestructura Propuesta 1 Plataforma de enlace y producción Mejillón. 1 Oleogasoducto de 16 Ø x 38 Km. de Mejillón a Batería San Andrés II Adecuación de la batería y C.T. San Andrés II

23 Campo Atún (Existente) Manejo de la Producción Campo Mejillón (Propuesta) Bagre A Atún B San Andrés II Atún D Flujo de la Producción La producción de la Plataforma Atún B se integra a través del oleogasoducto de 12 Ø x 13 Km (Atún D - Bagre A) hacia la Plataforma Bagre A donde se une con la producción del Campo Bagre fluyendo por el oleogasoducto de 16 Ø x 14 Km hacia la Plataforma de enlace Marsopa, fluyendo posteriormente por un oleogasoducto de 20 Ø x 34 Km hacia la Batería de Separación Punta de Piedra donde se separa el gas y los líquidos. El gas se envía al CPG PR y el aceite a la CAB PR y el agua congénita es inyectada a cuerpos receptores (3 pozos). Flujo de la Producción La producción del campo Mejillón se enviará a través de un oleogasoducto de 16 Ø x 38 Km hacia la Batería de Separación San Andrés II donde se separarán el gas y los líquidos. Posteriormente el liquido (aceite-agua) será enviado a la Planta Deshidratadora San Andrés; el aceite separado será bombeado a la CAB PR y el agua congénita separada, será enviada para su inyección a pozos a la Central Y. El gas será enviado desde la Central de Turbinas San Andrés al Complejo Procesador de Gas Poza Rica.

24 Plataforma Atún B Plataforma Tipo Octápodo con 12 conductores 16 pozos perforados y 2 operando Equipo de Proceso Instalado: Cabezal de Medición Cabezal de Producción General Paquete para dosificación de inhibidores y/o aditivos Sistema y Tanque para drenaje abierto Sistema y Tanque para drenaje cerrado Sistema de desfogue y venteo Infraestructura Actual

25 Plataforma Atún D Plataforma Aligerada, Tipo Tetrápodo para 6 conductores Equipo de Proceso Instalado: Cabezal de Medición Cabezal de Producción General Sistema Paro por Emergencia Separador y Depurador para gas de instrumentos Paquete para dosificación de inhibidores y/o aditivos Sistema y Tanque para drenaje abierto Sistema y Tanque para drenaje cerrado Medidor Multifásico Trampa lanzadora de diablos de 12 Ø Sistema de desfogues y venteos Sistema de inducción de pozos a la atmósfera (Quemador) Infraestructura Actual Norte Plataforma Plantilla No de Conductores Instalados Conductores libres Pozos operando 6 conductores Programa 2012: Recuperar el pozo Atún 101 Perforar 2 pozos (Atún 130 y 140)

26 Puntos de Medición a la llegada del oleogasoducto a Bagre A Contratista entregará y PEP recepcionará producción bruta Los Hidrocarburos Netos serán determinados de acuerdo con el procedimiento correspondiente Contratista instalará sistema de separación trifásico y medición para cada fase en la llegada del gasoducto en la plataforma Bagre A

27 Contenido Ubicación Datos generales Producción y reservas Pozos Infraestructura Áreas de oportunidad Localizaciones y Reservas Perforación (Tipo de Pozos y Term.) Producción (Productividad y SAE) Evaluación Económica

28 Loc. Potenciales con Objetivo El Abra Localización X Y Z Cat. Rva. MMb MMMpc Qoi (bd) Atún POS Atún , PRB Atún PND Total Loc. Atún 130 X Y Loc. Atún 140 X 708, Y Loc. Atún 110 CAMPO ATÚN X Y

29 Loc. Potenciales con Objetivo El Abra Campo Mejillón (Gas y Condensado) Loc. Mejillón-40 Localización x y z Cat. Rva. Cond. MMb Gas MMMpc X= Y= Loc. Mejillón-30 X= Y= Loc. Mejillón-20 X= Y = Loc. Mejillón-10 X= Y= Mejillón PRB Mejillón PRB Mejillón PRB Mejillón PRB Total En espera de infraestructura para su explotación Se estudia plan de Explotación con diversos escenarios: Plataforma fija y Equipo empaquetado de perforación Periodo de limpieza, Mejillón 1 Intervalo m m A c t i v o d e P r o d u c c i ó n P o z a R i c a - A l t a m i r a

30 Localizaciones Estratégicas Oportunidad Play (s) P.Med. Pg Coral 1 Cretácico Medio Abra Elopido 1 Cretácico Medio Tamabra Jurásico Superior San Andrés Nacu 1 Cretácico Medio Tamabra Jurásico Superior San Andrés Panchax 1 Cretácico Medio Abra Picon 1 Cretácico Medio Tamabra Valenton 1 Cretácico Medio Abra Total Potencial identificado en alrededor de 6 localizaciones estratégicas, con un volumen de 396 MMbpce a la media. Recursos estimados y documentados en la BDOE en alrededor de 218 MMbpce a la Pmedía, principalmente en el play Cretácico Medio Tamabra. Información de sísmica existente en el área (Lanka Mega).

31 Cobertura Sísmica A c t i v o d e P r o d u c c i ó n P o z a R i c a - A l t a m i r a

32 Contenido Ubicación Datos generales Producción y reservas Pozos Infraestructura Áreas de oportunidad Localizaciones y Reservas Perforación (Tipo de Pozos y Term.) Producción (Productividad y SAE) Evaluación Económica

33 Ilustrativo Escenarios de producción Enfoque del bloque: Escenario base (Reserva PDP reclasificada): Extraer 4.1 millones de barriles y 31.7 MMMpc 2 pozos en operación, recuperación del pozo Atún-101 y perforación del Atún 130. Escenario Obligación Mínima de Trabajo (Reserva hasta 2P reclasificada): Extraer 7.4 Millones de barriles y 99.7 MMMpc Escenario basado en la perforación de 8 pozos, 2 reparaciones menores Escenario Alto (Reserva hasta 3P mas Prospectiva): Extraer 99.4 millones de barriles y MMMpc Escenario basado en la perforación de 25 pozos, 2 reparaciones menores Perfiles de aceite (bd) 25, , , , , Esc. Obligación Mínima de Trabajo 2, Perfiles de gas (mmpcd) Esc. Alto Esc. Obligación Mínima de Trabajo 34.7 Esc. Alto 23,