Administración de Yacimientos en Pemex Exploración y Producción

Administración de Yacimientos en Pemex Exploración y Producción Dr. Francisco García Hernández Octubre, 2014 Contenido Contexto de la Administración Integral de Yacimientos (AIY) en Pemex Exploración y Producción Recursos Humanos Tecnológicos Procesos Proyectos en la frontera del conocimiento Inyección de aire (Campo Cárdenas) Conclusiones y Recomendaciones 2 1

Valor de un Activo de explotación 3 Características productivas típicas de campos en México Ilustrativo La combinación de la capacidad de aporte del yacimiento y la capacidad de flujo de los pozos determina el ritmo de producción de aceite de los pozos y campos. Presión del fondo del pozo, psia IPR VLP Campos Nat Frac RS (Productividad Media) Campos ATG-RN (Productividad Baja) Campos Nat Frac RMNE, RMSO (Productividad Alta) Ritmo de Producción de Aceite, Qo, MBPD 4 2

VALOR DE UN ACTIVO = f (Reservas, IPR, VLP) Capacidad de aporte del IPR VLP Capacidad de flujo del pozo yacimiento Componentes de la AIY VLP 2 Pozos Aparejo de producción 3 Instalaciones Superficiales Procesamiento primario Ductos Bombeo y compresión 1 Yacimiento Plan de Explotación N de Pozos Ubicación Ritmos de producción IPR Conexión Yacimiento-Pozo 5 Definición Es el empleo de recursos humanos, Es el empleo técnicos de recursos y financieros humanos, para técnicos maximizar y las financieros ganancias para obtenidas de un maximizar yacimiento, las optimizando ganancias la obtenidas recuperación de un de hidrocarburos yacimiento, optimizando mientras que se la minimizan recuperación los costos de de inversión hidrocarburos y de operación*. mientras que se minimizan los costos de inversión y de operación*. 9 Objetivos y Localizaciones: Planificación y Monitoreo 8 Transferencia Simulación: Malla 3D y Escalamiento 10 Automatización: Actualización 1 Modelo Geofísico 3D: Cimas, Fallas y Atributos 2 Modelo Estructural 3D: Tectónica y Volumen de Roca 3 Modelo Sedimentológico 3D: Facies Texturales Carbonatos 4 Modelo Petrofísico 3D: Triple Porosidad (Mx, Vug, Fract) 7 Volumen Original: Reservas P10,P50,P90 5 Geomecánica 3D: Esfuerzos y FMI 6 Modelo de Fracturas: DFN, KF, Sigma & Lz *Satter y Thakur: Integrated Petroleum Reservoir Management: A Team Approach, Penn Well Publishing Co., 1994 Tulsa, 6 3

Objetivo General: en el largo plazo Optimizar el valor económico asociado a la recuperación de hidrocarburos de un yacimiento. Exploración El objetivo general se consigue mediante Objetivos Específicos, que se establecen a lo largo del tiempo de acuerdo a las etapas que atraviesa el yacimiento durante su vida productiva. Recuperación Mejorada Abandono Ciclo de vida de un yacimiento Descubrimiento Delimitación Recuperación Secundaria Desarrollo Recuperación Primaria Las etapas son interdependientes: Cualquier operación que en ellas se realice, o deje de realizarse, incide en la agregación de valor económico en el largo plazo. 7 La Administración Moderna de Yacimientos admite y evalúa la necesidad de implementar procesos de recuperación secundaria y mejorada en la etapa temprana de la vida del yacimiento para cumplir su objetivo. Esquema de explotación Factores de Recuperación Típicos Producción Primaria Secundaria Mejorada 40% 10% 25% 10% 15% Rec. Primaria Sistema Artificial Rec. Secundaria Rec. Mejorada Volumen Remanente Emplea energía natural del yacimiento. Usa sistemas artificiales de producción. Agrega energía al yacimiento. Acelera producción de aceite móvil. Libera aceite atrapado en el yacimiento. Tiempo 8 4

Evolución en las prácticas en la Administración de Yacimientos Contexto Internacional Era el pilar de la Administración de Yacimientos. Se consideraba la única disciplina de importancia técnica. No había sinergia entre disciplinas. Inicia trabajo multidisciplinario: Geología + Geofísica + Ing. de Yacimientos. Herramientas de cómputo que hacen viable la Simulación Numérica de Yacimientos. Trabajo en equipo Se conceptualiza y consolida multidisciplinario en la AIY: equipos la Administración de multidisciplinarios y sinergia. Yacimientos de las Operadoras consolidan las grandes compañías nuevas prácticas de trabajo en operadoras la AIY. Apertura Los estudios integrales de tecnológica y yacimientos soportan el alianzas entre desarrollo y explotación de operadoras campos. Nuevos avances tecnológicos en monitoreo y control de la operación de los campos Surge la Nanotecnología con potencial aplicación en caracterización de yacimientos, productividad de pozos y procesos de recuperación mejorada. Consolidación de tecnologías de pozos para maximizar el contacto con el yacimiento. Ingeniería de Yacimientos 1960 1970 1980 1990 2000 Reactivación de Campos Marginales: Nueva Ley de PEMEX facilita la participación de terceros en proyectos que impactan la Administración de estos Yacimientos. México La Administración de Yacimientos es sinónimo de Ingeniería de Yacimientos. El desarrollo y explotación de campos ocurre sin la integración de disciplinas. Estructura funcional que opera secuencialmente: Superintendencias de Yacimientos, Perforación, Producción e Ingeniería Petrolera. Las prácticas de Primer Estudio Integral (EI): Consolidación de prácticas de AIY la Administración Agave-Chiapas, Copanó- en los Activos. de Yacimientos Muspac. Cambios de organización y funciones no sufren En 1995 inicia la operación de en áreas técnicas para mejorar el cambios campos mediante Activos soporte tecnológico a los Activos. importantes en que favorece el trabajo en Documentación de proyectos (FEL). esta década equipo multidisciplinario en Implementación de Laboratorios de AIY. Campo en ATG. Se aplican conceptos de AIY Se desarrolla Estrategia de en los Proyectos Burgos y Recuperación Mejorada e inicia optimización de Cantarell con implementación. resultados sobresalientes. 9 Eventos relevantes en la explotación en México 3500 3000 Desarrollo de los YNF de Chiapas- Tabasco y de la sonda de Campeche Inyección de agua, resultados pobres. Implementación de sistemas de BN 2500 MBPD 2000 1500 1000 500 Inicio y desarro llo de campos Región Norte Primer proyecto de recuperación secundaria e inyección de agua Optimización de pozos e instalaciones Inyección de nitrógeno en Cantarell (proyecto más grande en su tipo en el mundo) Reactivación del Proyecto Integral Delta de Grijalva Inicio de inyección de bióxido de carbono en Sitio Grande. Inicio de estudios de recuperación mejorada 0 01/01/1950 01/01/1960 01/01/1970 01/01/1980 01/01/1990 01/01/2000 01/01/2010 1920-1940 1940-1960 1960-1980 1980-2000 2000-Actual 10 5

Retos y oportunidades a corto y mediano plazo Retos Oportunidades Mantenimiento de la Producción Yacimientos Admón. Producción de pozos Mejoramiento de Productividad Mantenimiento Optim. SAP Rec. Secundaria Monitoreo continuo La fuerte declinación de la producción de aceite del complejo Cantarell (Akal) experimentada a partir de 2005 ha impuesto el reto de mantener la producción de aceite en niveles de 2.5 MMBD Maduros naturalmente fracturados Maduros de arenas Aceite pesado y extrapesado Retos Incremento del Factor de Recuperación de Aceite Las tecnologías de procesos de recuperación mejorada para yacimientos naturalmente fracturados están actualmente limitadas y deben ser adaptadas o desarrolladas para su aplicación en los campos de México Yacimientos Maduros naturalmente fracturados Maduros de arenas Aceite pesado y extrapesado Admón. Producción de pozos Mejoramiento de Productividad Mantenimiento Optim. SAP Rec. Secundaria Monitoreo continuo 11 Cambio de la incertidumbre y los métodos de evaluación del ciclo de vida de un proyecto de exploración y producción Recuperación Final Estimada (EUR) Producción de aceite diaria Exploración y Evaluación, Fase I Rango de incertidumbre Reservas Esperadas Estimación Baja Métodos Volumétricos Estimación Alta Periodo de plataforma Producción, Fase II Producción Acumulada Tiempo Tiempo temprano tardío (Periodo de lla llb llc declinación) Limite económico Tiempo Analogía y Métodos Analíticos Simulación Numérica y Métodos de Balance de Materia Análisis del Comportamiento de Tendencias de Producción (PPT) Abandono Recuperación Final (UR) Fuente: Guidelines for Application of the Petroleum Resources Management System, PRMS, 2011. 12 6

Estrategia de Gestión del Talento Técnico No exhaustivo Qué necesitan los proyectos? Cómo accedemos al talento requerido? Cuándo debemos retener o remplazar el talento? 1 Planear 2 Reclutar 6 Retener y suceder Cómo evaluamos e incentivamos el buen desempeño? Evaluar y reconocer Logros Reclutamiento de 400 profesionistas Carrera dual Desarrollo de competencias Posgrados 5 Proyectos 4 3 Asignar Desarrollar A qué proyectos debemos asignar el talento técnico? 13 Evaluación Petrofísica para carbonatos fracturados A. Estimación de la porosidad de las fracturas (flujo) en base a un exponente de cementación (matriz - fracturas) variable B. Evaluación del modelo considerando el exponente de cementación de la matriz C. Resultados Volumen original de aceite en fracturas Factor de Formación Exponente de porosidad, m Exponente de porosidad, m 10000 0.001 Fracturas Vugs No Comunicados 0.001 Fracturas y = x -2 1000 porfrac = 0.1 0.05 porfra = 0.10 VugsNo Conectados 0.025 0.05 F = Ø -m 100 10 Fracturas 1 0.01 0.1 1 Porosidad, fracción m = 2 m = 1 m = 3 m Shell m Borai Potencial (m = 2) Porosidad total 0.01 0.1 0.02 0.015 0.01 0.005 0.002 0.001 porvnc = 0.125 0.10 0.075 0.05 0.025 0.02 Porosidad total 0.01 0.1 0.025 0.02 0.015 0.01 0.005 0.002 0.001 porfra = 0.10 portot^m 0.05 0.025 0.02 0.015 0.015 0.01 Factor de formación versus porosidad total 0.01 0.005 0.005 0.002 m φ 2 = φ 1 1.5 2 2.5 3 3.5 4 1 0.003 0.001 1 1.2 1.4 1.6 1.8 2 2.2 2.4 1 0.001 Ecuación simple para estimar la porosidad de las fracturas mb = 2.5 Evaluación de solución simple 14 7

Caracterización dinámica de Yacimientos A. Definición del problema Análisis de caracterización dinámica en condiciones pseudo-estacionarias. Objetivo Detectar y evaluar los elementos que afectan el flujo de fluidos en el medio poroso, cuando se han establecido condiciones pseudo-estacionarias, tales como: Volumen del yacimiento Tamaño del Acuífero Tamaño del casquete del gas B. Análisis de la información a nivel yacimiento. Análisis a nivel de Yacimiento 1. Integración y sincronización de la información C. Resultados Factible estimar OOIP Estimación del tamaño de acuífero. Diagrama de flujo para la aplicación de la caracterización dinámica a nivel yacimiento Integración y sincronización de los datos de presión-producción 2. Análisisde la información 3. Estimaciónde los parámetros Determinación de la respuesta de presión a gasto constante Análisis de los datos a través de métodos convencionales de interpretación Selección del modelo de flujo identificando el régimen de flujo pseudo-estacionario (pss) Determinación y cuantificación del tamaño del yacimiento y acuífero 15 Estudio de Balance de Materia para doble porosidad A. Modelo de doble porosidad, transferencia matriz fracturas y acuífero asociado físico B. Evaluación del modelo con ajuste histórico de presión de fondo estática y análisis probabilístico de sus resultados 900 800 Sinan JSK Simulación BM-DP Acuífero C. Resultados Volumen original de aceite Dimensión de acuífero asociado Partición matriz - fracturas Aporte matriz - fracturas Aceite remanente matriz - fracturas 700 600 Matriz Fracturas Pws kg/cm 2 500 400 300 Datos medidos Simulación 200 100 0 12/2002 12/2004 12/2006 12/2008 12/2010 12/2012 Tiempo Ajuste aceptable de los datos medidos de presión 12 Sinan JSK Histograma 10 Acuífero Frecuencia 8 6 Frecuencia Pronósticos de producción 4 2 0 N MMbls Solución simple e incrementando variables Análisis probabilístico del volumen original de aceite 16 8

10 8 6 4 2 0 10/10/2014 EVolFRAC: Evaluación volumétrica de un YNFV A.Motivación: Herramienta para discretizar y analizar el comportamiento del volumen poroso y de aceite del yacimiento en matriz y fractura B. Desarrollo Importación de resultados de simulación numérica. Preparación de información Visualización de parámetros críticos en la explotación de YNF C. Resultados y beneficios: Reducción de tiempos y costos en el análisis de Tecnología de visualización propia 12 x 105 Registro Público del derecho de Autor Herramienta para evaluar la consistencia del modelo estático y dinámico. Herramienta para facilitar el ajuste histórico. Seguimiento de los contactos. Cuantificación del drene, imbibición y reinfiltración. Evaluación cualitativa del beneficio por -2 Jun/79 Jun/81 Jun/83 Jun/85 Jun/87 Jun/89 Jun/91 Jul/93 Jul/95 Jul/97 Jul/99 Jul/01 Jul/03 Jul/05 Aug/07 Aug/09 Aug/11 procesos de recuperación mejorada. A. Motivación Herramienta para el ajuste de tablas hidráulicas basada en las condiciones operativas de los pozos de una corrida de simulación B. Desarrollo Importación de resultados del archivo de simulación numérica. Preparación del punto de operación para cada pozo Ajuste y visualización de las tablas hidráulicas G as to d e A c e it e (M a tr iz ) [rb /d ía ] CaliPtO: Calibración de Tablas Hidráulicas C. Resultados y beneficios Reducción de tiempos y costos en el ajuste de las tablas hidráulicas. Tecnología de ajuste y visualización propia. 17 Análisis de curvas de declinación con interferencia de pozos A. Aplicación del tiempo de balance de materia total y el recíproco del gasto de producción de aceite y agua B. Evaluación del modelo con ajuste histórico de gastos de producción de aceite y agua C. Resultados Volumen original de aceite movible, máxima capacidad de producción Grafica de diagnóstico en función del tbmt Calidad del ajuste histórico Ajuste de la producción de aceite Estimación inicial de parámetros de regresión no lineal Ajuste de la producción de agua Ajuste del flujo fraccional de agua 18 9

Cuerpo de Gobierno de la Estrategia para mejorar los indicadores de seguridad industrial y fortalecer la sustentabilidad del Organismo Iniciativa: Implementación de la AIY en Pemex Exploración y Producción Diagnóstico: Situación actual de la AIY en PEP Junio 2013 Resultado: Carencia de un marco normativo que regule a nivel PEP el proceso AIY con lineamientos técnicos, estándares e indicadores de eficacia, eficiencia y calidad. Qué se ha hecho? Modelo de procesos ABC De la administración integral de yacimientos de PEP Qué se está haciendo? Un modelo de indicadores de la AIY A dónde queremos llegar? Modelo de indicadores de la AIY Tablero de control automatizado de la AIY Documento plan de AIY Plan AIY para cada yacimiento Un tablero de control automatizado de la AIY PEP Regiones Activo 19 Identificación de requerimientos tecnológicos Gestión de acceso a tecnologías Proceso de Gestión Tecnológica en PEP 1 2 3 4 5 1965 Se crea el IMP como centro público de investigación para transformar el conocimiento en tecnología y servicios de valor para la industria petrolera. 1982 Identificación de soluciones tecnológicas Plan Integral de Desarrollo Tecnológico de la Industria Petrolera (PIDETIP) patrocinado por el CIPM 1996 Pemex se define como seguidor fuerte de tecnología 2007 Pemex emite las disposiciones administrativas de contratación (DAC) 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2005 1998 2000 PEP establece el PAT con el objetivo de reducir brechas tecnológicas y dirigir el desarrollo profesional técnico de PEP PEP define estrategia tecnológica que formaliza los proyectos tecnológicos integrales Implementación de tecnologías 2010 Pemex adopta el PAT el 10 de febrero. Establece estructura y secuencia que se debe seguir para la gestión tecnológica PEP adopta en mayo el PET, que marca prioridades en materia de tecnología 2012 En junio PEP adopta la interfaz de gestión tecnológica (interacción entre subdirecciones es sustantiva, de apoyo y soporte técnico) 2010 2012 2011 2012 El 5 de diciembre se formaliza el Cuerpo de Gobierno del Proceso de Gestión Tecnológica (CGGT) Implantación/ masificación/ y seguimiento PEP adopta el PGT el 31 de enero. Impulsa el surgimiento de una nueva cultura de seleccionar, incorporar y usar adecuadamente la tecnología 2013 En Marzo se revisó y presentó ante DGPEP la nueva estrategia tecnológica de PEP 20 10

Proyectos en la frontera del conocimiento Prueba piloto de inyección de aire, YNF Reto tecnológico Primer proceso térmico a realizarse a nivel mundial en yacimientos naturalmente fracturados. Proceso de diseño Antecedentes del campo 33 años de producción 28 pozos perforados 1556 BOPD y 2.47 MMPCD, producción actual 26.8 %, factor de recuperación Prueba piloto Inyectar 10 MMPCD (Aire) Periodo: 2015-2021 Recuperación de aceite: 10 MMBls Proceso de implementación Inyectar 10 mmpcd de aire, por un periodo preliminar de tres años. Condiciones de 4500 psi y 288 F Inicio de inyección, Oct-2014 Carbonato fracturado KINE KISW JSK Criterios de preselección Temperatura Densidad del aceite Nula o poca presencia de casquete de gas Sello efectivo Drene gravitacional Dimensión estructural 21 Proyectos en la frontera del conocimiento Retos técnicos en Portafolio de Proyectos No exhaustivo Proyectos Existentes Aguas Profundas No Convencionales Yacimientos carbonatados naturalmente fracturados Control y manejo de agua Crudos extra pesados marinos Recuperación Mejorada Retos Técnicos Clave Nuevas tecnologías Administración de riesgo Diseño de instalaciones Aseguramiento de flujo Caracterización de yacimientos no convencionales Diseño de fracturas Administración de agua Operaciones flexibles 22 11

Comentarios finales PEMEX, entre las 10 principales Empresas petroleras a nivel internacional. Evolución de AIY Ha evolucionado en PEMEX al mismo nivel que evoluciona internacionalmente Administración Integral de YNF Ha obligado a PEMEX a desarrollar tecnologías propias para estos yacimientos Apertura de explotación de hidrocarburos en México Se tendrá un avance acelerado en la búsqueda de soluciones tecnologías y de procesos en la explotación de yacimientos no convencionales. 23 Gracias por su atención Dr. Francisco García Hernández Octubre, 2014 12