wecmex.org.mxwecmex.org.mx/presentaciones/2006_PEP_Heber_Cinco.pdf · 4 ˘ ˙ ˝˛˚˚˜ Millones de barriles de petróleo crudo equivalente 46,914 15,836 13,428 17,650 Totales 3P

0

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Febrero, 2006

1

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��

��

��

��

��

2

��

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��

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��

3Petroleum Intelligence Weekly, Diciembre 12, 2005 con base en cifras de 2004

Producción de aceite

Producción de gas

Reservas de aceite

Reservas de gas

Ventas

��

��

EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

3°

14°

10°

29°

9°

4

��

Millones de barriles de petróleo crudo equivalente

46,91446,914

15,83615,836

13,42813,428

17,65017,650

TotalesTotales3P3P

PosiblesPosiblesProbablesProbablesProbadasProbadas

AceiteAceite

LLííquidosquidos

Gas secoGas seco

72.8%72.8%

7.3%7.3%

19.9%19.9%

Fuente: Las reservas de hidrocarburos de México, Gerencia de Reservas de Hidrocarburos

5

0

2

4

6

8

10

12

14

16

1978

1980

1982

1984

1986

1988

1990

1992

1994

1996

1998

2000

2002

2004

2006

�� !!!!!!!!��

8.228.22

2.272.27

* Incluye amortización de proyectos Pidiregas

Miles de millones de dólares

10 mil millones 10 mil millones USD por año*USD por año*

Las cifras de 2005 son cierre preliminar, 2006 es lo solicitado POT 1.

6

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

1980 1985 1990 1995 2000 2006

��"��"��"��"��"��"��"��"��!!!!!!!!��#�� #�� #�� #�� #�� #�� #�� #�� !!!!!!!!��

AceiteAceite GasGas

LigeroLigero

PesadoPesado

miles de barriles diariosmiles de barriles diarios millones de pies cmillones de pies cúúbicos diariosbicos diarios

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

1980 1985 1990 1995 2000 2006

No asociadoNo asociado

AsociadoAsociado

Fuente: Base de datos institucional, BDIPOT 2006, v0.2

7

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8

��!!!!!!!!��"��"��"��"��"��"��"��"��!!!!!!!!�� $$$$$$$$��

El negocio de la Exploración y Producción de hidrocarburos:

• Importancia estratégica para el país

• Alta capacidad de generar valor

• Incertidumbre inherente

Plan Estratégico de Negocios de PEP (2002-2010)

• Crecimiento

• Competitividad

• Cultura Empresarial

Pemex/PEP sea reconocida como la mejor inversión de los

mexicanos

9

RefinaciRefinacióónn

Gas y PetroquGas y PetroquíímicamicaBBáásicasica

Gas

ExportaciExportacióónn

Aceite

Evaluación del

Potencial

EvaluaciEvaluacióón n deldel

PotencialPotencial

Transportey

Comercialización

TransporteTransporteyy

ComercializaciComercializacióónn

Desarrollode

Campos

DesarrolloDesarrollodede

CamposCamposDelimitaciónDelimitaciDelimitacióónn

Incorporaciónde

Reservas

IncorporaciIncorporacióónndede

ReservasReservasClientesClientes

ExploraciónProducción

Exploración Perforación de Pozos

Desarrollo de Campos

Campos en operación � 343

��%��%��!!��"��"��!!��

10

5

Total89

Integrales de explotación y exploración a

Explotación a

Exploración a

Infraestructura/ Soporte

Incrementar producción de crudo ligero y mantener crudo pesado

Temas estratégicos del Plan de Negocios de PEPContribuir a satisfacer demanda de gas

Incrementar el ritmo de reposición de reservas

1 Ligero 1 Pesado

4Gas

30 Ligero 5 Pesado

2Gas

Soporte administrativo

Explotación Exploración

19

Eficiencia operativa, seguridad y ecología

1 EP

13 EP b

8 IR

5 IR

a. Incluyen inversiones de Seguridad Industrial y Protección Ambiental b. Se tienen 3 proyectos para evaluar el potencial petrolero del Golfo de México Profundo

EP = Evaluación del Potencial IR = Incorporación de Reservas

6

37

21

24

��&��&��!!��

CSM 1Gas1

11

��

��

��

��

��

��

12

��

Crudo Ligero MarinoCrudo Ligero Marino

BatabBatab

ChucChuc

OchOch--UechUech--KaxKax

CaanCaan

AbkatAbkatúúnnKanaabKanaab

CantarellCantarell

Ek Ek -- BalamBalamKuKu--MaloobMaloob--ZaapZaap

LLíímitemitettéécnicocnicoCostero TerrestreCostero Terrestre

OgarrioOgarrio--MagallanesMagallanes

CactusCactus--Sitio GrandeSitio GrandeAntonio J BermAntonio J Bermúúdezdez

El GolpeEl Golpe--Puerto CeibaPuerto Ceiba

Delta del GrijalvaDelta del Grijalva

JujoJujo--TecominoacTecominoacáánn

MacuspanaMacuspana

Bellota ChinchorroBellota Chinchorro

San ManuelSan Manuel

Integral Poza RicaIntegral Poza Rica

Tres HermanosTres Hermanos

BurgosBurgos

ArenqueArenque

AmatitlAmatitláánn

Humapa Humapa -- BornitaBornita

Agua frAgua frííaa

Coyula Coyula -- JapetoJapeto

Area 5 de ChicontepecArea 5 de Chicontepec

VeracruzVeracruz

ReingenierReingenieríía Tampsa Tamps--Const.Const. PolPol

TaratunichTaratunich

Fuente: Subd. de Planeación y EvaluaciónFuente: Subd. de Planeación y Evaluación

NorteNorteSurSurMarina SuroesteMarina SuroesteMarina NoresteMarina Noreste

•• Golfo de MGolfo de Mééxico Sur xico Sur •• ÁÁrea Perdidorea Perdido•• Golfo de MGolfo de Mééxico Bxico B•• CuichapaCuichapa•• CoatzacoalcosCoatzacoalcos•• LankahuasaLankahuasa•• LampreaLamprea•• Delta del BravoDelta del Bravo•• MalpasoMalpaso•• ProgresoProgreso•• Campeche Ote. Terc.Campeche Ote. Terc.•• Campeche Pte. Terc.Campeche Pte. Terc.•• JulivJuliváá

•• Litoral de Tabasco MarinoLitoral de Tabasco Marino•• Campeche PonienteCampeche Poniente•• SardinaSardina•• ReformaReforma•• ComalcalcoComalcalco•• SimojovelSimojovel•• BurgosBurgos•• VeracruzVeracruz•• MacuspanaMacuspana•• SihilSihil•• Campeche OrienteCampeche Oriente•• CazonesCazones•• Litoral Tabasco TerrestreLitoral Tabasco Terrestre

EvaluaciEvaluacióón deln delPotencialPotencial

IncorporaciIncorporacióónnde reservasde reservas

ProyectosProyectosAguas Aguas ProfundasProfundas

ExploraciónExploración DesarrolloDesarrollo MáximoMáximo Declinación y Declinación y mantenimientomantenimiento

RegionesRegiones

Lerma Malta TalismLerma Malta Talismáánn

IxtalIxtal--ManikManik

CardenasCardenas

Jacinto ParedJacinto ParedóónnCarmito ArtesaCarmito Artesa

YaxchéYaxché

Ayin Ayin -- AluxAlux

Gas TerciarioGas TerciarioCoatzacoalcos MarinoCoatzacoalcos Marino

Total deTotal deproyectosproyectos

6565

LankahuasaLankahuasa

Recuperación Recuperación secundariasecundariay mejoraday mejorada

13

Territorio Nal. 1,923,040Plat. Continental 263,259Aguas Profundas 567,477TOTAL (km2) 2,753,776

No prospectiva 1,699,190Prospectiva 1,054,586Cuencas Estudiadas 174,400% estudiado 17

Sabinas – Piedras Negras

Burgos

Tampico-Misantla

Veracruz

Sureste y Marino

Golfo de México Profundo

Plataforma de Yucatán

� �� íí��"��"��"��"��"��"��"��"�

14

CostaCosta--dentrodentro1.1.-- MMúúzquizzquiz2.2.-- Burgos CamargoBurgos Camargo3.3.-- Burgos HerrerasBurgos Herreras4.4.-- Burgos Presa FalcBurgos Presa Falcóónn5.5.-- Burgos ReynosaBurgos Reynosa6.6.-- CosamaloapanCosamaloapan7.7.-- TinajasTinajas8.8.-- San JosSan Joséé de las de las RusiasRusias9.9.-- Macuspana TerciarioMacuspana Terciario10.10.--SimojovelSimojovel11.11.--ComalcalcoComalcalco12.12.--JulivJuliváá13.13.--ReformaReforma14.14.--CuichapaCuichapa15.15.--MalpasoMalpaso16.16.--Bellota ChinchorroBellota Chinchorro

�� !!!!!!!!��

CostaCosta--fuerafuera1.1.-- LampreaLamprea2.2.-- LankahuasaLankahuasa3.3.-- SardinaSardina4.4.-- Arenque IntegralArenque Integral5.5.-- Golfo de MGolfo de Mééxico Bxico B6.6.-- Delta del BravoDelta del Bravo7.7.-- Golfo de MGolfo de Mééxico Surxico Sur8.8.-- AreaArea PerdidoPerdido9.9.-- ProgresoProgreso10.10.--Campeche OrienteCampeche Oriente11.11.--Campeche Oriente TerciarioCampeche Oriente Terciario12.12.--SihilSihil13.13.--Campeche PonienteCampeche Poniente14.14.--Campeche Poniente TerciarioCampeche Poniente Terciario15.15.--CoatzacoalcosCoatzacoalcos16.16.--Litoral de Tabasco MarinoLitoral de Tabasco Marino17.17.-- Integral Integral ChucChuc

11

99

44

33 22 55 66

88 11

33

22

88

77

55

13131010

1616

1111 1212

6677

1010

99

1313

151514141515

11111414

1616

1212 1717

15

Más de 23,000 km2 de sísmica 3D y 10,000 km de sísmica 2D de 2001 a 2006

2001

Tamil (1997)

Lankahuasa(1998)

2002

Máximo

Lank. Norte

Lank.Sur

Kayab

Regional 2D Norte

Tamil (1997)

Lankahuasa(1998)

2003

Regional 2DSur

Nox-Hux

Lank. Profundo

Máximo

Lank. Norte

Lank.Sur

Kayab

Regional 2D Norte

Tamil (1997)

Lankahuasa(1998)

2004

Holok

Máximo

Lank. Norte

Lank.Sur

Kayab

Regional 2D Norte

Regional 2DSur

Nox-Hux

Lank. Profundo

Tamil (1997)

Lankahuasa(1998)

2005

Chanit-Tlatoani

Yoka

Máximo

Lank. Norte

Lank.Sur

Kayab

Regional 2D Norte

Regional 2DSur

Nox-Hux

Lank. Profundo

Holok

Tamil (1997)

Lankahuasa(1998)

2006Chanit-Tlatoani

Yoka

Máximo

Lank. Norte

Lank.Sur

Kayab

Regional 2D Norte

Holok

Tamil (1997)

Lankahuasa(1998)

Regional 2DSur

Nox-Hux

Lank. Profundo

''''''''((((((((��"��&"��"��&"��"��&"��"��&"��"��&"��"��&"��"��&"��"��&"��

)�&��)�&��)�&��)�&��)�&��)�&��)�&��)�&�� $$$$$$$$��

16

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Crudo Ligero Marino*Crudo Ligero Marino*

Burgos*Burgos*

LankahuasaLankahuasa

Campeche OrienteCampeche Oriente

AreaArea PerdidoPerdido

Golfo de MGolfo de Mééxico Bxico B

Golfo de MGolfo de Mééxico Surxico Sur

OtrosOtros

TotalTotal

SísmicaSísmica2D (2D (kmkm))

Fuente: Cartera de Proyectos PEP 2005 v.5.2 Máximo Potencial

ProyectoProyectoPozosPozos

Exploratorios Exploratorios 3D Sísmica3D Sísmica

(km(km22))

19,90019,900

12,60012,600

32,50032,500

9696

518518

6666

3535

1111

5656

5252

1,1051,105

1,9391,939

6,6006,600

6,6006,600

Horizonte 2006-2020

* Proyecto Integral

17

millones de millones de bpcebpce

41%

26%

Promedio 1990Promedio 1990--2001:2001:339339

IncorporacionesIncorporacionesIncorporaciones

ProducciónProducciProduccióónn

Incorporaciones 2005: Incorporaciones 2005: 950950

AAññosos

100%

Fuente: Las reservas de hidrocarburos de México, Evaluación al 1 de enero de 2005 y base de datos de la Gerencia de Reservas de Hidrocarburos

*�� "��*�� "��*�� "��*�� "��*�� "��*�� "��*�� "��*�� "��!!!!!!!!��

Reemplazo de producción por reservas en 2010: 100%

0

500

1000

1500

2000

2500

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

59%

62%

18

3

45

6

7

8

1

2

1

2

17

18

16 15

14

13

1211

10

9

8

10

6

7

34

5

9

�� !!!!!!!!��

CostaCosta--fuerafuera1.1.-- LankahuasaLankahuasa2.2.-- ArenqueArenque3.3.-- CantarellCantarell4.4.-- KuKu--MaloobMaloob--ZaapZaap5.5.-- Crudo Ligero MarinoCrudo Ligero Marino6.6.-- ChucChuc7.7.-- CaanCaan8.8.-- AbkatAbkatúúnn9.9.-- TaratunichTaratunich10.10.--BatabBatab

CostaCosta--dentrodentro1.1.-- BBurgos/CSMurgos/CSM2.2.-- Lerma/Malta/TalismLerma/Malta/Talismáánn3.3.-- CChicontepechicontepec4.4.-- Poza RicaPoza Rica5.5.-- SSan Andran Andrééss6.6.-- TTamaulipas/Constitucionesamaulipas/Constituciones7.7.-- TTres Hermanosres Hermanos8.8.-- VeracruzVeracruz9.9.-- JujoJujo TecominoacTecominoacáánn10.10.--Antonio J. BermAntonio J. Bermúúdezdez11.11.--Bellota ChinchorroBellota Chinchorro12.12.--El Golpe Puerto CeibaEl Golpe Puerto Ceiba13.13.--Cactus / Sitio GrandeCactus / Sitio Grande14.14.--CCáárdenasrdenas15.15.--CarmitoCarmito--ArtesaArtesa16.16.--San ManuelSan Manuel17.17.--JosJoséé ColomoColomo18.18.--Delta del GrijalvaDelta del Grijalva

19

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CrudoCrudo LigeroLigero Marino*Marino*

Burgos*Burgos*

CantarellCantarell**

Ku Ku MaloobMaloob ZaapZaap**

JujoJujo TecominoacTecominoacáánn

Antonio J. Antonio J. BermBermúúdezdez

ChicontepecChicontepec**

OtrosOtros

TotalTotal

PlataformasPlataformasProjectoProjecto

Pozos dePozos deDesarrolloDesarrollo

Reparaciones Reparaciones mayoresmayores

DuctosDuctos((kmkm))

4848

3,5843,584

7575

7777

33

8,3708,370

248248

12,40512,405

5050

1,2751,275

11

77

4040

107107

5,3675,367

1,9651,965

8,8128,812

77

99

2020

3434

7070

177177

372372

6666

8989

22

7474

9,6569,656

1,3561,356

11,79211,792

Cartera 2006-2020

Fuente: Cartera de Proyectos PEP 2005 v.5.2 Máximo Potencial

* Proyecto Integral

20

��&��"��&��"��&��"��&��"��&��"��&��"��&��"��&��"��!!!!!!!!��

0

700

1,400

2,100

2,800

3,500

4,200

2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020

+��

��

Otros

Proyectos de crudo ligero

Ku-Maloob-Zaap

Cantarell Exploración y Chicontepec

miles de barriles por día

Considera Inversiones de 10,000 millones de dólares anuales en promedio.Fuentes: BDI, POT 2006 ver. 0.2 , Cartera de Proyectos PEP 2005 v.5.2 - Máximo Potencial; Prospectiva del mercado de gas natural 2005-2014, Secretaría de Energía.

Escenario de inversión anual: 10 mil millones de dólares

21

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

9,000

10,000

11,000

2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020

Considera Inversiones de 10,000 millones de dólares anuales en promedio.Fuentes: BDI, POT 2006 ver. 0.2 , Cartera de Proyectos PEP v.5.2 - Máximo Potencial; Prospectiva del mercado de gas natural 2005-2014, Secretaría de Energía.

+��

��

Río Bravo

Antonio J. Bermúdez

Burgos

CantarellSan Manuel

Otros

Exploración

��&��"��&��"��&��"��&��"��&��"��&��"��&��"��&��"��!!!!!!!!��

Millones de pies cúbicos por día

Escenario de inversión anual: 10 miles de millones de dólares

22

�� !!!!!!!!�� !!!!!!!!��

Pozos de desarrolloPozos de desarrollo

Sísmica 2D (Sísmica 2D (kmkm))

PlataformasPlataformas

DuctosDuctos (km(km22))

Reparaciones mayoresReparaciones mayores

Pozos ExploratoriosPozos Exploratorios

Portafolio 2006-2020

1,9391,939

12,40512,405

8,8128,812

6,6006,600

7070

11,79211,792

Símica 3D (kmSímica 3D (km22)) 32,50032,500

Fuente: Cartera de Proyectos PEP 2005 v.5.2 - Máximo Potencial

23

millones de pesos de 2005

*��*��!!��&��&((��,��,��!!�� !!��

12,284

63,14563,145

106,52594,241

9,3802,904

72,52572,525

31,09631,09634,00034,000

Exploración Explotación Total

Operacional

Estratégico

24

��

��

��

��

��

��

25

�� -"�� -"�� -"�� -"�� -"�� -"�� -"�� -"��

26

� Proyecto de gas no asociado más importante del país.

� Superficie ~ 50,000 Km2.

� Área con posibilidades prospectivas 110,000 Km2 (Burgos, Sabinas y Piedras Negras).

� Área en desarrollo 29,000 Km2.

Cuenca deSabinas

��Cuenca de

Piedras Negras

��

Delta del Bravo

��

San José de las Rusias

Lamprea

Burgos

�� *� ��-"�� *� ��-"�� *� ��-"�� *� ��-"�� *� ��-"�� *� ��-"�� *� ��-"�� *� ��-"��

6

423

793793

1,200

10,600

17,16017,160

0.4Coahuila

35.0Nuevo León

64.664.6TamaulipasTamaulipas

��

��

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Total 1,222 mmpcd

27

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� Incorporar nuevas reservas de gas.

� Mejorar grado de conocimiento de campos y disminuir riesgo exploratorio.

� Incrementar el ritmo de producción a 1,000 MMPCD.

� Incorporar nuevas reservas de gas.

� Mejorar grado de conocimiento de campos y disminuir riesgo exploratorio.

� Incrementar el ritmo de producción a 1,000 MMPCD.

28

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Fuente BDI-PEP

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005

Millones de pies cúbicos diarios

Cierre 2005: 1,217

29

Integral�� -"�� -"�� -"�� -"�� -"�� -"�� -"�� -"��

Millones de Pesos Cartera 2005 Cartera 2005

1,244 86,457

65,640 1.32

7,079 11.68

9.83

99%

VP EVA

Horizonte de Evaluación 2006-2045

Producción Total (MMBPCE)

VPInversión VPN/VPI

VPCostos

Precio Equilibrio* (DLS/BPCE)

Participación del Gas en la Producción

VPN/BPCE (DLS/BPCE)

Comparativo Inversión/Producción

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Mill

lone

sde

pes

os

0

20

40

60

80

100

120

140

Mill

ones

de

Bar

riles

PC

E

Cartera 2005 - Inversión Cartera 2005 - Producción

30

Objetivo Metas Físicas

Pozos de desarrollo:Intervenciones mayores:Gasoductos (km):

�Desarrollar las reservas probadas y probables en la Cuenca de Burgos.

�Ejecutar un plan agresivo de exploración para incrementar reservas de gas.

�Mejorar el conocimiento geológico-geofísico.

1,313840

39

Cartera 2005 (horizonte 2006-2020)

Explotación

�� -"�� -"�� -"�� -"�� -"�� -"�� -"�� -"��

Aspectos críticos

�Aumento en los costos de perforación y terminación de los pozos por el

incremento en las profundidades programadas.

�Decremento del volumen a recuperar de reservas.

31

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32

1� �� 1� �� 1� �� 1� �� 1� �� 1� �� 1� �� 1� ��

• Pozos Perforados:• Pozos Perforados: 1,1381,138

• Localización:• Localización: Porción N del Veracruz y E de PueblaPorción N del Veracruz y E de Puebla

• Inicio de Explotación:• Inicio de Explotación: Febrero de 1952Febrero de 1952

• Superficie:• Superficie: 3,785 km23,785 km2

• Fecha de Descubrimiento:• Fecha de Descubrimiento: 19261926

• Pozos operando:• Pozos operando: 482482

• Densidad del Aceite:• Densidad del Aceite: 18-45° API18-45° API

• Tipo de Empuje:• Tipo de Empuje: Expansión del Gas en SoluciónExpansión del Gas en Solución

• Porosidad• Porosidad 5 - 14 %5 - 14 %

• Permeabilidad:• Permeabilidad: 0.01-15 md0.01-15 md

• Presiones Iniciales:• Presiones Iniciales: 80-360 kg/cm280-360 kg/cm2

• Presión de Burbuja:• Presión de Burbuja: 50-330 kg/cm250-330 kg/cm2

• Viscosidad a c. yacimiento• Viscosidad a c. yacimiento 0.5-17 cp0.5-17 cp

33

�Explotar la reserva 2P con la perforación de 17,603 pozos con una inversión estratégica de 439 MMM$.

�Explotar la reserva 2P con la perforación de 17,603 pozos con una inversión estratégica de 439 MMM$.

Objetivo

ÁreasÁreasÁreas

Área 555Humapa-Bornita44Coyula-Japeto33

11 Agua Fría-Coapechaca-Tajín22 Amatitlán-Profeta-Tzap.-Vinazco

Calidad del AceiteCalidad del Aceite(°API )(°API )

1919--39392626--33332525--3030

> 40> 402626

1133

44

22

552P

%��%��%��%��%��%��%��%��!!!!!!!!��)�2��)�2��)�2��)�2��)�2��)�2��)�2��)�2��

34

Relación Modelo de Walker con la respuesta de amplitud RMS de la arena 80-85 del Campo Tajín del Proyecto Chicontepec

Amp_tajin-80-85

Amp Tajín-80-85

ARENISCAS GRANOMUY FINO(ABANICO INFERIOREXTERNO)

ABANICO SUPERIOR

LUTITAS(PLANICIE FONDO MARINO)

CANAL ALIMENTADOR

TURBIDITAS CLASICAS

CONGLOMERADOS(CANAL)

FANGLOMERADOS(TALUD)

A

D 2

C 1

D 1

B 1

E

F

B 2

C 2

G

LUTITAS Y ARENISCAS(DESBORDE DE CANAL)

ARENISCAS GUIJARROSAS(CANAL)

ARENISCAS MASIVAS(CANAL)

D 3

ARENISCAS(ABANICO INFERIORINTERNO)

ARENISCAS (ABANICO MEDIO PROXIMAL)

ARENISCAS (ABANICO MEDIODISTAL)

ARENISCAS GRANO FINO(ABANICO INFERIOR MEDIO)

ARENISCAS GRANOMUY FINO(ABANICO INFERIOREXTERNO)

ABANICO SUPERIOR

LUTITAS(PLANICIE FONDO MARINO)

CANAL ALIMENTADOR

TURBIDITAS CLASICAS

CONGLOMERADOS(CANAL)

FANGLOMERADOS(TALUD)

A

D 2

C 1

D 1

B 1

E

F

B 2B 2

C 2

G

LUTITAS Y ARENISCAS(DESBORDE DE CANAL)

ARENISCAS GUIJARROSAS(CANAL)

ARENISCAS MASIVAS(CANAL)

D 3



ARENISCAS (ABANICO MEDIO PROXIMAL)



ARENISCAS GRANO FINO(ABANICO INFERIOR MEDIO)ARENISCAS GRANO FINO(ABANICO INFERIOR MEDIO)

MMCH-15/03/2005

Walker, 1985

Trampas estratigráficas formadas por abanicos

submarinos.

Trampas estratigráficas formadas por abanicos

submarinos.

• ↑↑↑↑ RGA• ↓↓↓↓ Presión

Empuje por Gas Disuelto

El yacimiento requiere

energía adicional para mantener la

presión e incrementar la recuperación

final.

El yacimiento requiere

energía adicional para mantener la

presión e incrementar la recuperación

final.

Principales campos del Paleocanal Chicontepec: Agua Fría, Coapechaca y TajínPrincipales campos del Paleocanal Chicontepec: Agua Fría, Coapechaca y Tajín

�2��2��2��2��2��2��2��2�� 33333333 �� !!!!!!!!��

�Yacimiento estratificado de característicaspetrofísicas variables.

�Yacimientos volumétrico (gas disuelto) con declinación exponencial.

�Bajo factor de recuperación: menor al 7%.

�Presión de yacimiento muy cercana a la Presión de burbujeo.

�Yacimiento de baja permeabilidad.

�Posible cierre de fracturas hidráulicas.

�Limitado arealmente.

35

0�� "��0�� "��0�� "��0�� "��0�� "��0�� "��0�� "��0�� "��!!!!!!!!��#�� #�� #�� #�� #�� #�� #�� #��

Miles de barriles diarios

Fuente: BDI-PEP

0

5

10

15

20

25

1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005

Cierre 2005: 23.6

36

Explotación

44444444�� #�� #�� #�� #�� #�� #�� #�� #��


1,477 12,309

31,433 0.39

7,906 5.31

16.97

18%

VP EVA




VPCostos



VPN/BPCE (DLS/BPCE)


0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

18,000

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Mill

lone

sde

pes

os

0

10

20

30

40

50

60

70

Mill

ones

de

Bar

riles

PC

E


37


Pozos de desarrollo:Ductos (Km):Líneas de descarga:Baterías de separación:

�Desarrollar de manera eficiente las reservas de hidrocarburos, mediante la utilización de macroplataformas.

8,6518,4379,366

143

Explotación

44444444��#�� #�� #�� #�� #�� #�� #�� #��

Aspectos críticos

�El incremento en las inversiones en Infraestructura y pozos (perforación,

terminación y reparaciones).

�Decremento del volumen a recuperar en las reservas 2P.


38

�� 5��6�#"��5��6�#"��5��6�#"��5��6�#"��5��6�#"��5��6�#"��5��6�#"��5��6�#"��

39

Reservas (MMMpc): 1P: 2522P: 3813P: 614

Tipo de hidrocarburo: Gas seco

Roca almacén: Areniscas terciarias

Tirante de agua: 63 m

Profundidad delyacimiento: 2000-3000 m

50 km

POZA RICAPOZA RICA

TUXPANTUXPAN

D91 -06

TECOLUTLATECOLUTLA

NAUTLANAUTLA

Golfo de MéxicoGolfo de México

Kosni

Lankahuasa

VEGA DE VEGA DE ALATORREALATORRE

Gasoducto Existente

Gasoducto Planeado

1�� )��1�� )��1�� )��1�� )��1�� )��1�� )��1�� )��1�� )��

40

DL1

DL2

222

1Arena LK-90

21 11

Pozo Estado actual TerminaciónProducción

Inicial Esperada (MMpcd)

Lankahuasa - 21 Terminado y amarrado, limpieza pend. Doble 21Lankahuasa - 1 Terminado y amarrado Doble 31Lankahuasa - 11 Terminado y amarrado Sencilla Selectiva 18.5Lankahuasa - 2 Terminado y amarrado Doble 24Lankahuasa - 22

Terminado y amarrado/con problemamecánico

Doble 2.8Lankahuasa - 12

Terminado y amarrado/con problemaen camisas superiores

Sencilla Selectiva 14

Estado de Pozos

Probada

Probable

Posible

12

�� 1� "�� 1� "�� 1� "�� 1� "�� 1� "�� 1� "�� 1� "�� 1� "��

• 6 Pozos de desarrollo terminados.

• Plataforma de producción Lankahuasa -1.

• Gasoducto de 24” x 25 km.

• Estación de proceso y manejo de gas El Raudal (en terminación).

Total: 111.3 MMPCD

41

Integral

��"��"��"��"��"��"��"��"��!!!!!!!!�� )�� )�� )�� )�� )�� )�� )�� ) 5��6�#"��5��6�#"��5��6�#"��5��6�#"��5��6�#"��5��6�#"��5��6�#"��5��6�#"��


465 16,009

13,078 1.22

3,336 11.13

11.41

93%

VP EVA




VPCostos



VPN/BPCE (DLS/BPCE)


0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

4,500

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Mill

lone

sde

pes

os

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

Mill

ones

de

Bar

riles

PC

E


42


Pozos de desarrollo:Reparaciones mayores:Trípode:Ducto (Km):

� Incrementar la producción temprana de gas, para satisfacer una parte de la demanda nacional.

301

14

Explotación

��"��"��"��"��"��"��"��"��!!!!!!!!�� )�5��6�#"�� )�5��6�#"�� )�5��6�#"�� )�5��6�#"�� )�5��6�#"�� )�5��6�#"�� )�5��6�#"�� )�5��6�#"��

Aspectos críticos

�El campo Kosni tiene un alto grado de compartamentalización y es necesario

perforar otro pozo delimitador para justificar la inversión de desarrollo.


43

�� )�� )�� )�� )�� )�� )�� )�� )��77777777 �"� ��2��"� ��2��"� ��2��"� ��2��"� ��2��"� ��2��"� ��2��"� ��2�

44

El Proyecto Integral El Golpe El Proyecto Integral El Golpe –– Puerto Ceiba Puerto Ceiba

se desarrolla en la porcise desarrolla en la porcióón Norten Norte--Oeste del Oeste del

Estado de Tabasco y sus campos estEstado de Tabasco y sus campos estáán n

localizados en los municipios delocalizados en los municipios de JalpaJalpa de de

MMééndez, Parandez, Paraííso, Cso, Cáárdenas yrdenas y ComalcalcoComalcalco..

El campo Puerto Ceiba se descubriEl campo Puerto Ceiba se descubrióó en 1985 en 1985

con el pozo Puerto Ceiba 101con el pozo Puerto Ceiba 101--B, productor B, productor

en la formacien la formacióón JSKn JSK..

Pozos perforados: 33Pozos perforados: 33

Pozos operando: 17Pozos operando: 17

ProducciProduccióón actual:n actual:

Aceite:Aceite: 79.3 MBPD79.3 MBPD

Gas:Gas: 53.1 MMPCD53.1 MMPCD

°°API: 32API: 32

�� 88888888��)��)��)��)��)��)��)��)��77777777�"� ��2��"� ��2��"� ��2��"� ��2��"� ��2��"� ��2��"� ��2��"� ��2�99999999

Modelo geológico actual (KI)

5400

N

S

W EPLAT-1

DL1

DL2

PLAT-2162

163161

166

165

133119

157

125155 129

107159 120

130135

115113B 111A

153

137117110

101B103D

103103T

105

105A

167

168

169

170

102 MPMP

5750

5 7505800

5750

58 50

5650

5650

5600

5750 5800

58005750

5600 5750

58005700

5550

5500

5600

5400

5600

5500

5400

5100

5400

5700 5300

5500

5500

5600

5200

5700

5600 5550

5500

5300 5600

5600

5700

5700

5850

5900

5950

58 0 0

5850

5700

171

154

Area Probada DesarrolladaArea Probable

45

7332 pozos marinos a perforar (3 etapas c/u)

1,012Total

2Ingeniería de ductos de 12" x 11.7 kilómetros

250Acondicionamiento de 2 estructuras aligeradas y servicios

2Manifiesto de 1 impacto ambiental modalidad regional y 2 estudios de riesgo

25Estudios Geofísicos y Geotécnicos

Proyecto Marino

Costo MM$Concepto

Proyecto El Golpe - Puerto Ceiba

Techo Presupuestal Requerido 1,183 MM$

*��:"��,�*��:"��,�*��:"��,�*��:"��,�*��:"��,�*��:"��,�*��:"��,�*��:"��,�� "� ��2�� "� ��2�� "� ��2�� "� ��2�� "� ��2�� "� ��2�� "� ��2�� "� ��2�

171Total

18Rehabilitación de compresoras

15Equipo de medición de aceite

40Planta de tratamiento de agua

30Enfriador Soloaire para corriente principal

60Separador trifásico a 4 Kg/Cm2

8Ingeniería

Infraestructura (Dos Bocas)

Costo MM$Concepto

Proyecto El Golpe - Puerto Ceiba

46

0�� "��0�� "��0�� "��0�� "��0�� "��0�� "��0�� "��0�� "��!!!!!!!!��)��)��)��)��)��)��)��)��77777777�"� ��2��"� ��2��"� ��2��"� ��2��"� ��2��"� ��2��"� ��2��"� ��2�


Fuente: BDI-PEP

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

1985 1989 1993 1997 2001 2005

Cierre 2005: 79.3

47

Explotación

*� ��)��*� ��)��*� ��)��*� ��)��*� ��)��*� ��)��*� ��)��*� ��)��77777777 �"� ��2��"� ��2��"� ��2��"� ��2��"� ��2��"� ��2��"� ��2��"� ��2�


259 38,453

5,639 6.82

2,034 19.25

3.84

11%

VP EVA




VPCostos



VPN/BPCE (DLS/BPCE)


0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Mill

lone

sde

pes

os

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

Mill

ones

de

Bar

riles

PC

E


48


Pozos de desarrollo:Conversión a Sistemas artificiales:Intervenciones mayores:Reparaciones menores:Ductos (Km.)

� Desarrollo de reservas adicionales� Implementación de sistemas

artificiales, mantenimiento de pozos y mejoramiento de instalaciones.

9

39218421

Explotación

*� ��)��*� ��)��*� ��)��*� ��)��*� ��)��*� ��)��*� ��)��*� ��)��;;;;;;;; �"� ��2��"� ��2��"� ��2��"� ��2��"� ��2��"� ��2��"� ��2��"� ��2�

Aspectos críticos

�Monitorear el comportamiento de la producción al perforar pozos de desarrollo adicionales.

�Supervisar y controlar el efecto de entrada de agua sobre la declinación de la producción, el ritmo de explotación del yacimiento y la certidumbre en la caracterización del yacimiento.


49

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50

Campos: Samaria, Iride, Cunduacán, Oxiacaque, Platanal y Carrizo

Localización: a 20 km Noroeste de Villahermosa, Tab.

Pozos perforados:334 Mesozoicos y 90 Terciarios

Pozos productores operando: 97 Mesozoicos y 7 Terciarios

Producción máxima: 660,000 BPD de aceite en 1979

Producción actual:153,096 BPD

286 MMPCD

PARAISO

PALANGRE

CUNDUACAN

JALPA

FRONTERA

NACAJUCA

VILLAHERMOSA

G O L F O D E M E X I C O

CARDENAS

CHIPILIN

JOLOTE

IRIDE

CHINCHORRO

CASTARRICAL

DOS BOCAS

MAYACASTE

ARRASTRADEROPTO. CEIBA

MELOCOTON

TIZON

MUSGO

ESCUINTLE

CAPARROSO

PIJIJE

MANEA

LUNA

PALAPA

COSACO

BELLOTA

OXIACAQUE

JACINTOPAREDON

CACTUS NISPERO

SAMARIA

COMALCALCO

CUNDUACAN

TINTAL

ESCARBADO

TUPILCO

YAGUAL

MECOACAN

SEN

AYAPA

PARAISO

RICINO

MENTA

CARDO

PLATANAL

Descubrimiento: 1973, Samaria 101

1� �� 1� �� 1� �� 1� �� 1� �� 1� �� 1� �� 1� ��

3º en importancia a nivel nacional, Aceite ligero (30°API)

Costo de Producción: 4.06 DLS/BPCE

51

�� ((((((((� ��A�� A�� A�� A�� A�� A�� A�� A��

PetrofísicasPetrofísicas

• Área : 262 km2

• Tipos de yacimiento: Naturalmente

fracturados

• Roca : Calizas y dolomías

• Porosidad : 2-6 %

• Permeabilidad : 5 – 200 milidarcies

• Espesor : 1,500 metros

• Profundidad : 3,100 – 4,500 metros

• Área : 262 km2

• Tipos de yacimiento: Naturalmente

fracturados

• Roca : Calizas y dolomías

• Porosidad : 2-6 %

• Permeabilidad : 5 – 200 milidarcies

• Espesor : 1,500 metros

• Profundidad : 3,100 – 4,500 metros

Tipo de Fluido y CondicionesTipo de Fluido y Condiciones

• Tipo de fluido: Aceite negro ligero

• Densidad de aceite: 28 a 30 °API

• Densidad relativa de gas: 0.78 (aire = 1)

• Presión Actual: 180 Kg/cm2

• Campos Maduros

• Tipo de fluido: Aceite negro ligero

• Densidad de aceite: 28 a 30 °API


• Presión Actual: 180 Kg/cm2

• Campos Maduros

Núcleo pozo Samaria 145

Fluido pozo

Íride 2148

52

Reservas * y Factor de RecuperaciónReservas * y Factor de Recuperación Formaciones productorasFormaciones productoras

• Terciario

• Mesozoico

• Terciario

• Mesozoico• Volumen original:

Aceite: 11,048 MMBls

Gas: 12,927 MMMPC

• Volumen extraído: Aceite: 2,585 MMBls

Gas: 3,488 MMMPC

• Reserva remanente 2P*: Aceite: 1,600 MMBls

Gas: 3,272 MMMPC

• Factor de recuperación actual:Aceite: 23 %

Gas: 27 %

• Volumen original:Aceite: 11,048 MMBls

Gas: 12,927 MMMPC

• Volumen extraído: Aceite: 2,585 MMBls

Gas: 3,488 MMMPC

• Reserva remanente 2P*: Aceite: 1,600 MMBls

Gas: 3,272 MMMPC

• Factor de recuperación actual:Aceite: 23 %

Gas: 27 %

�� ((((((((� ��A�� A�� A�� A�� A�� A�� A�� A��

* Al 1° de Enero de 2005 30 años de Explotación y 3,457 MMBPCE Acumulado

53

0�� "��0�� "��0�� "��0�� "��0�� "��0�� "��0�� "��0�� "��!!!!!!!!��1=-��1=-��1=-��1=-��1=-��1=-��1=-��1=-


Fuente: BDI-PEP

Cierre 2005: 150.1

0

100

200

300

400

500

600

700

1962 1967 1972 1977 1982 1987 1992 1997 2002

54

Explotación

*� ��1� ��=>�-��*� ��1� ��=>�-��*� ��1� ��=>�-��*� ��1� ��=>�-��*� ��1� ��=>�-��*� ��1� ��=>�-��*� ��1� ��=>�-��*� ��1� ��=>�-�� ????????��@��@��@��@��@��@��@��@


2,054 100,275

12,026 8.34

34,728 14.74

6.87

30%

VP EVA




VPCostos



VPN/BPCE (DLS/BPCE)


0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Mill

lone

sde

pes

os

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Mill

ones

de

Bar

riles

PC

E


55


Pozos de desarrollo/intermedios:Conversión a pozos inyectores:Intervenciones Mayores:Reparaciones Menores:Ductos (Km.)

� Mantener la presión de los yacimientos del complejo mediante la implementación de un sistema de inyección de Nitrógeno.

� Acelerar el ritmo de extracción, mediante la perforación de pozos, reparaciones mayores y conversiones al sistema artificial de bombeo neumático.

32

4106

7874

Explotación

*� �� <�1� ��=>�-��*� �� <�1� ��=>�-��*� �� <�1� ��=>�-��*� �� <�1� ��=>�-��*� �� <�1� ��=>�-��*� �� <�1� ��=>�-��*� �� <�1� ��=>�-��*� �� <�1� ��=>�-�� ????????��@��@��@��@��@��@��@��@

Aspectos críticos

�Cumplimiento al calendario de construcción de planta de Nitrógeno

�Optimización del esquema de inyección y arreglo de pozos inyectores

�Diseño óptimo de los aparejos de bombeo neumático


56

�� ="<="<="<="<="<="<="<="<77777777B�� B�� B�� B�� B�� B�� B�� B�� 33333333��

57

• Ubicación: a 73 km al Suroestede Villahermosa, Tab.

• Campos : Jujo y Tecominoacán

C2��C2��C2��C2��C2��C2��C2��C2��!!!!!!!!��

• Superficie: 73 km2

• Pozos operando: 53 pozos. • Descubrimiento: 1980, Pozo Jujo 2-A.

• Producción máxima:

205,000 BPD de aceite

241 MMPCD de gas en 1986• Producción actual:

81,800 BPD de aceite. 99 MMPCD de gas.

• Reserva Remanente (2P):674 MMB de aceite1,473 MMMPC de gas

• Volumen producido:1,027 MMB de aceite1,284 MMMPC de gasHuimanguillo

CárdenasComalcalco Nacajuca

Cunduacán

Centla

Centro MacuspanaJalapa

Teapa

JonutaBalancán

EmilianoZapata

Tenosique

Paraíso

Tacotalpa

Jalpa Villahermosa

• Municipio: Huimanguillo.

• Volumen original

Aceite: 3,829.0 MMBls

Gas: 3,928.0 MMMPC

• Volumen original

Aceite: 3,829.0 MMBls

Gas: 3,928.0 MMMPC

• Factor de recuperación total:

Aceite: 44.6 %

Gas: 69.2 %

• Factor de recuperación total:

Aceite: 44.6 %

Gas: 69.2 %

58

�� ((((((((� ��A�� A�� A�� A�� A�� A�� A�� A��

PetrofísicasPetrofísicas

• Área : 73 km2

• Tipos de yacimiento: Naturalmente fracturado

• Roca : Dolomía fracturada

• Porosidad (%) : 3

• Permeabilidad (mD) : 10 – 150

• Espesor bruto (m) : 1,000 - 1,200

• Espesor neto (m) : 787

• Profundidad (m) : 5,100 – 6,400

• Área : 73 km2

• Tipos de yacimiento: Naturalmente fracturado

• Roca : Dolomía fracturada

• Porosidad (%) : 3

• Permeabilidad (mD) : 10 – 150

• Espesor bruto (m) : 1,000 - 1,200

• Espesor neto (m) : 787

• Profundidad (m) : 5,100 – 6,400

Tipo de Fluido y CondicionesTipo de Fluido y Condiciones

• Tipo de fluido: Aceite ligero

• Densidad de aceite: 38 °API


• RGA: 180 m3/m3

• Presiones (kg/cm2):

• Inicial: 707

• Actual: 240

• Saturación: 262

• Temperatura: 153 °C

• Tipo de fluido: Aceite ligero

• Densidad de aceite: 38 °API


• RGA: 180 m3/m3

• Presiones (kg/cm2):

• Inicial: 707

• Actual: 240

• Saturación: 262

• Temperatura: 153 °C

Núcleos pozo Tecominoacán 488

59

0�� "��0�� "��0�� "��0�� "��0�� "��0�� "��0�� "��0�� "��!!!!!!!!��


Fuente: BDI-PEP

Cierre 2005: 73.1

0

50

100

150

200

250

1980 1985 1990 1995 2000 2005

60

Explotación

*� ��*� ��*� ��*� ��*� ��*� ��*� ��*� ��="<="<="<="<="<="<="<="< 77777777B�� B�� B�� B�� B�� B�� B�� B�� 33333333��


676 45,693

5,516 8.28

13,193 15.19

6.22

16%

VP EVA




VPCostos



VPN/BPCE (DLS/BPCE)


0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

1,800

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Mill

lone

sde

pes

os

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

Mill

ones

de

Bar

riles

PC

E


61


Pozos de desarrollo intermedios:Cambio de intervalo:Conversión de pozos:Oleogasoductos(km):

� Recuperación de la reserva remanente del campo mediante pozos de desarrollo, intervenciones mayores y conversión a sistemas artificiales.

3411117

Explotación*� ��="<�*� ��="<�*� ��="<�*� ��="<�*� ��="<�*� ��="<�*� ��="<�*� ��="<�;;;;;;;; B�� B�� B�� B�� B�� B�� B�� B�� 33333333��

Aspectos críticos

�La puesta en operación oportuna del Proyecto de Inyección de Nitrógeno al Campo Jujo-Tecominoacán con objeto de mantener la presión del yacimiento y lograr un mayor control en la entrada de agua al yacimiento.

�Diseño eficiente del programa de inyección anterior y del arreglo de pozos inyectores.


62

�� "��5�� "��5�� "��5�� "��5�� "��5�� "��5�� "��5�� "��5��

63

Desarrollo de una Reserva 2P de 999

MMBPCE en 10 campos a través de:

Perforación de 99 pozos de desarrollo

Recuperación de 12 pozos exploratorios

Instalación de: 7 octápodos, 1 tetrápodo, 2

trípodes y 15 estructuras aligeradas (6 SH,

5 SP, 4 SSP)

Tendido de 241 km de ductos

Producción máxima esperada 196 MBD de

aceite en 2008

Producción máxima esperada 657 MMPCD

de gas en 2008

�� "��"��"��"��"��"��"��"� 5��5��5��5��5��5��5��5��

a. Valores a abril de 2005. Fuente: BDI-PEP

GOLFO DEMEXICO

Nvo. Progreso

FRONTERA

PARAISOPALIZADA

1

1

2011

2

401

201

301

YUM

MAY12

1

1

PEP

1

IXMIMI 1

OKTAN1

CHUM

Laguna del CorteLaguna de POM Laguna de Atasta

Laguna de MecoacanLaguna Sta. ANA

BOYA No. 1BOYA No. 2

PIJIJE

COSTERO

ESTADO DECAMPECHE

Río San PedroTERMINAL MARITIMA

DOS BOCAS

Río Chilapa

TC

301

TD

101

201

TF

E

B

D A

A

1

B

POOL

CHUC

F

1AA

TB

BATAB

1INY.-I

P

F

G H

S

R

C

B

NOHOCH "A"

ACHAC

H

F

D

GA

B

JE

93

C

IM

DL3

TE

ABKATUM

O

201

INY.-J

TA

C

501TC

A

401

901

601

701

FC

301

B

BEEK1OCH

1101

TA1B

KAX1

UECH

1

B

A

KI 1

1111101

1

MUCUY

1

MISON

KIX

1ALUX

1

ZINIC 1

TAKAN

KEKEN 1

1 PEK

1

CHE

1

KAY

ECO1

1

1

1

ECO XOC

CHILAM

PETEN

MANAB

2

1

CAAN

NIX

1

1

TAKIN

THUL

1

1A

201101

SINANREBOMBEO

1

1CHEM

BOLONTIKU

101

CITAM

1

XULUM1

XULUM

1

ACACH

TOLOK1

IXTAL 1

101

PICH101

AKANUN1

1

HAYABIL

PECH

1

NPCS

Q

PTB

R

SP

101

SAM

1

LAGUNA DE TERMINOS

XicalangoYAABKAN

PEMECH

KAB

2

1

201

101

Río Palizada

Laguna del Este

INY.-JINY.-J

92º0

0'

Zacatal

CD. DEL CARMEN

Puerto Rico

ESTACION DERECOMPRESION

ATASTA

PROYECTO INTEGRAL CRUDO LIGERO MARINO

64

�� íí� �� "��5��"��5��"��5��"��5��"��5��"��5��"��5��"��5��

Campo Tirante agua (m) Yacimiento Profundidad

(mbnm)Tipo Fluido Densidad

(ºAPI)RGA

(m³/m³)

37 KM 5,032 30 5237 JSK 5,448 37 481

Citam 32 KS 5,170 30 111Bolontiku 26 JSK 5,080 39 430

16 KM 5,01043

84016 JSK 5,639

43

1,151

Mison 23 JSK 5,707

41

135

Kab 24 JSK 5,61936

186Yum 16 KS 4,172

38545

Sinan

May

Costero 7 K 5,750

45

1351

Men RP

Aceite NegroAceite LigeroAceite NegroAceite VolátilGas y CondensadoGas y Condensado

Aceite Volátil

Aceite LigeroAceite VolátilGas y Condensado

Gas seco15

38Ribereño 7 KM 2,750 1351Gas y Condensado

2,120

43

65

0�� "��0�� "��0�� "��0�� "��0�� "��0�� "��0�� "��0�� "��!!!!!!!!��


Fuente: BDI-PEP

Cierre 2005: 60.9

0

10

20

30

40

50

60

70

1990 1993 1996 1999 2002 2005

66

Integral

�� *� ��"��5�� *� ��"��5�� *� ��"��5�� *� ��"��5�� *� ��"��5�� *� ��"��5�� *� ��"��5�� *� ��"��5��


1,729 139,020

42,338 3.28

11,906 15.51

6.05

49%

VP EVA




VPCostos



VPN/BPCE (DLS/BPCE)


0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Mill

lone

sde

pes

os

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

Mill

ones

de

Bar

riles

PC

E


67

Objetivo

� Incorporar nuevas reservas de gas no asociado en rocas de edad Terciaria y aceite ligero en rocas Mesozoicas.

Metas Físicas

Pozos exploratorios :

Sísmica 3D (km2):

Estudios:

Res. a incorporar (mmbpce):

137

0

85

771

Exploración�� *� ��"��5�� *� ��"��5�� *� ��"��5�� *� ��"��5�� *� ��"��5�� *� ��"��5�� *� ��"��5�� *� ��"��5��

Aspectos críticos

�Efectuar levantamientos sísmicos tridimensionales enfocados a definir con

mayor precisión las dimensiones y tipo de trampas.

�Adquirir habilidades en interpretación de atributos sísmicos.


68

�� D"D"D"D"D"D"D"D"77777777� ��2��2��2��2��2��2��2��277777777E��E��E��E��E��E��E��E��

69

• Localización: 105 km al Noreste de Cd. del Carmen, Camp.

• Se descubrió en 1979 con la Perforación del Pozo Maloob-1

• Pozos Perforados: 76

• Pozos operando: 64 (Dic/05)

• Ku(40), Maloob(12), Zaap(10), Bacab (2)

• Producción actual: (09-Feb-06)

� Aceite: 389.7 MBD

� Gas: 201.8 MMPCD

Está Integrado por los campos Ku, Maloob, Zaap, Lum y Bacab

1�� 1�� 1�� 1�� 1�� 1�� 1�� 1��

DOS BOCAS 0 30Km.

CD. DEL CARMEN

200 m.

100 m.

50 m.

25 m.

MALOOB

ZAAPKU

FRONTERA

SONDA DECAMPECHE

ACTIVOINTEGRAL

BACAB

LUM

70

�� ((((((((� ��

117130102113113126111119[°C]Temperatura

7500500-1000200-3502000-60002000-700010040-4002000-5000[md]Permeabilidad

7.789.722.38.78521.17.1[%]Porosidad

53158.829.6299.92267.8652.2537.2298.82[m]Espesor neto

15.897.687.9335.6137.068.91.340.69[km2]Área del yacimiento

BPJSKEOMBPBPJSKEOMBPFormación productora

335289238149145250117135[kg/cm2]Presión estática actual

90205216156156147131187[kg/cm2]Presión de saturación

339.9500275220294298248320[kg/cm2]Presión estática inicial

1625.217.2613.713.727.251622°API

ACEITE NEGRO

ACEITE NEGRO

ACEITE NEGRO

ACEITE NEGRO

ACEITE NEGRO

ACEITE NEGRO

ACEITE NEGRO

ACEITE NEGRO

Tipo de yacimiento

BACABZAAP ***ZAAPZAAPMALOOBKUKUKUUnidadCampo

71

D"D"D"D"D"D"D"D" ��2��2��2��2��2��2��2��2 E��E��E��E��E��E��E��E��

Reserva original: Aceite 5,813 MMBGas 2,636 MMMPC

Producción acumulada:Aceite 2,019 MMBGas 1,071 MMMPC

Reserva remanente:Aceite 3,794 MMBGas 1,565 MMMPC

Factor de recuperación:Aceite 44.6%Gas 49.4%

Fuente: PEMEX/PEP. Las reservas de hidrocarburos de México, Enero 1º. 2005Valor al 1º. de Enero de 2005

72

0�� "��0�� "��0�� "��0�� "��0�� "��0�� "��0�� "��0�� "��!!!!!!!!��


Fuente: BDI-PEP

Cierre 2005: 321.6

0

50

100

150

200

250

300

350

I/1979 1984 1989 1994 1999

73

Explotación

*� ��*� ��*� ��*� ��*� ��*� ��*� ��*� ��D"D"D"D"D"D"D"D" ;;;;;;;; � ��2��2��2��2��2��2��2��2 77777777 E��E��E��E��E��E��E��E��


4,305 259,848

62,477 4.16

46,132 11.58

4.84

7%

VP EVA




VPCostos



VPN/BPCE (DLS/BPCE)


0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Mill

lone

sde

pes

os

0

50

100

150

200

250

300

350

Mill

ones

de

Bar

riles

PC

E


74


Pozos de desarrollo/intermedios:Conversión a Inyectores:Conversión a Sistemas Artificiales:Intervenciones Mayores:Reparaciones Menores:Plataformas:Ductos (Km.):

�Acelerar la extracción de reservas de crudo pesado y gas.

� Incrementar el factor de recuperación a través de un sistema de mantenimiento de presión.

� Infraestructura para almacenar crudo pesado.

833

117

4042089

Explotación

*� ��*� ��*� ��*� ��*� ��*� ��*� ��*� ��D"D"D"D"D"D"D"D" ;;;;;;;; � ��2��2��2��2��2��2��2��2�;;;;;;;; E��E��E��E��E��E��E��E��

Aspectos críticos

�Conclusión oportuna de obras� Implantación de un sistema de deshidratación�Manejo de crudos pesados (por ejemplo; en Maloob 12 °API y en Bacab 16°API)


75

��

76

6º más grande del mundo

El mayor de MéxicoUno de los más grandes campos costa fuera a nivel mundial

Producción actual

Aceite: 1,998 a mbd

Gas: 752 a mmpcd

Pozos operando: 216Producción promedio por pozo: 9,829 MBD

�� <�� <�� <�� <�� <�� <�� <�� < ��

a. Valores a diciembre de 2005. Fuente: BDI-PEP

77

Área (km cuadrados): 123Espesor promedio (metros): 51-890Gravedad específica del aceite (oAPI): 17-22Formaciones geológicas: Paleoceno, Cretácico y EocenoRocas productoras: Carbonatos naturalmente fracturadosRango de permeabilidad (darcies): 2-4Rango de porosidad: 8-12%Mecanismos de explotación: Segregación gravitacional, expansión del casquete de gas e inyección de nitrógeno para mantenimiento de presión

�� ((((((((� ��

500

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

MIOCENO

OLIGOCENO

EOCENO

PALEOCENO

CRETACICO

J.S.TITHO.

J.S.KIMMER.

J.S.OXFORD.

J.S.TITHO.

J.S.KIMM

ER.

J.S.OXFORD.

C. A/A

NIVEL DE REFERENCIA NIVEL DEL MAR

RECIENTE- PLEISTOCENO

CRETACICO

CANTARELL

SIHIL

a. Considera el promedio de los cuatro principales yacimientos de Cantarell: Akal, Kutz, Nohoch y Chac

78

�� <�� <�� <�� <�� <�� <�� <�� <��

Fuente: PEMEX/PEP. Las reservas de hidrocarburos de México, Enero 1º. 2005a. Valor al 1º. de Enero de 2005b. Incluye líquidos y condensados de gas

Reserva original:Aceite: 21,052 MMBGas natural: 8,837 MMMPC

Producción acumulada a:Aceite: 10,931 MMB Gas natural: 4,666 MMMPC

Reserva remanente:Aceite b: 9,486 MMBGas natural: 4,371 MMMPC

Factor de recuperación:Aceite: 52%Gas natural: 53%

Indicadores económicos 1997-2004:Inversión física: 15,083 Millones de dólaresVentas de hidrocarburos: 101,267 Millones de dólares

79

0�� "��0�� "��0�� "��0�� "��0�� "��0�� "��0�� "��0�� "��!!!!!!!!��

0

500

1000

1500

2000

2500

1979

1981

1983

1985

1987

1989

1991

1993

1995

1997

1999

2001

2003

2005


Cierre 2005: 2,035

Fuente: BDI-PEP

80

��


5,730 605,860

64,663 9.37

93,873 14.99

3.92

7%

VP EVA




VPCostos



VPN/BPCE (DLS/BPCE)


0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

18,000

20,000

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Mill

ones

de

peso

s

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

Mill

ones

de

Bar

riles

PC

E


81


Pozos de desarrollo/intermedios:Conversión a Sistemas Artificiales:Intervenciones Mayores:Reparaciones Menores:Plataformas:Ductos (km):

� Acelerar la recuperación de la reservas de aceite y gas.

� Incrementar el aprovechamiento del gas producido.

� Mejorar la flexibilidad operativa en los sistemas de producción, transporte y distribución de crudo pesado y gas.

758

92669

66

Explotación

��

Aspectos críticos

�Resultado de cuotas de producción de pozos nuevos y reparaciones.

�Control de los avances de los contactos agua – aceite y gas – aceite.

�Conclusión oportuna de las obras.

�Cierre de pozos que ocasionan una declinación del campo Akal, como resultado de cumplimiento de la norma para no sobrepasar el 5 % mol de N2 que se tiene

que entregar en plantas.


82

��

��

��

��

��

��

83

��

Mayor autonomía de gestión.

Incrementar las capacidades operativas a través de nuevos modelos de negocios.

Acceder la siguiente frontera de hidrocarburos de Pemex/PEP - aguas profundas en el Golfo de México - Se ha establecido una estrategia, basada en convenios de colaboración que permitirá la formación de recursos humanos capaces y el acceso a tecnología y a las mejores prácticas utilizadas en este tipo de proyectos.

84

Dentro de la exploración petrolera, es necesario desarrollar tecnologías que permitan identificar de una manera más precisa las estructuras o trampas que contengan hidrocarburos.

La operación de campos maduros es actualmente uno de los retos técnicos y económicos más importantes para la industria petrolera debido a la baja productividad. El desarrollo y aplicación de nuevas tecnologías permitirá incrementar el factor de recuperación de campos maduros.

Es necesario contar a corto plazo con la tecnología para explotar, transportar, manejar, acondicionar y procesar crudos pesados y extrapesados, mejorando su calidad, con el propósito de maximizar la rentabilidad de los proyectos de inversión.

��

Documents

wecmex.org.mxwecmex.org.mx/presentaciones/2006_PEP_Heber_Cinco.pdf · 4 ˘ ˙ ˝˛˚˚˜ Millones de barriles de petróleo crudo equivalente 46,914 15,836 13,428 17,650 Totales 3P