Aceite Terciario Del Golfo by li poblano

CNH Comisión Nacional de Hidrocarburos

SEGUNDA REVISIÓN ENERO 2013

400

2075

2012

Sábana Grande

Pastoria

Tenexcuila

Tlacolula

SECTOR NORTE Sitio

Aragón

Coyotes

Horcones Gallo

Soledad Norte

Ahuatepec

Soledad Palo Blanco

Amatitlán

SECTOR CENTRO

Agua Nacida

Cacahuatengo

1000,000

Miquetla

Coyol

Humapa

Coyula Simul-Frac y Zipper-Frac

K 00.001

Miahuapan

Agua Fría Escobal

Coapechaca

00.00

25.00

Corralillo Tajín

Furbero

Presidente Alemán

SECTOR SUR

Remolino

Extensión Sur

www.cnh.gob.mx

CNH Comisi贸n Nacional de Hidrocarburos

Contenido

I. Contenido

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II. Mandato

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III. Antecedentes

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Primera revisión del proyecto ATG Separación del proyecto ATG

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Dictamen del proyecto Agua Fría - Coapechaca Objetivo de la segunda evaluación IV. Estatus del proyecto

9 9 11

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Contexto nacional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Avances en las recomendaciones realizadas por la Comisión

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V. Análisis y estudios adicionales realizados por la CNH Separación en zonas Sísmica

Aspectos estructurales (sistemas de fallas)

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Análisis sedimentológico-estratigráfico Petrofísica

Minería de datos

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Pozos horizontales y multifracturados Análisis de núcleos

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Volumen original de hidrocarburos Reservas 1P de hidrocarburos

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VI. Conclusiones y recomendaciones

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I. Contenido

Comisi贸n Nacional de Hidrocarburos

Fotograf铆a: Ing. Elvis Fragoso Rivera.

CNH

II. Mandato La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) se instaló en mayo de 2009 e inició operaciones el 9 de julio de 2009. La justificación legal de la CNH para revisar el desarrollo, los resultados y las expectativas del proyecto Aceite Terciario del Golfo (ATG), deriva de su propia ley, publicada en el Diario Oficial de la Federación el 28 de noviembre de 2008, de la cual se transcriben los textos siguientes:

con base en la tecnología disponible y conforme a la viabilidad económica de los proyectos. c) La utilización de la tecnología más adecuada para la exploración y extracción de hidrocarburos, en función de los resultados productivos y económicos. d) La protección del medio ambiente y la sustentabilidad de los recursos naturales […]

Artículo 2o.- La Comisión Nacional de Hidrocarburos tendrá como objeto fundamental regular y supervisar la exploración y extracción de carburos de hidrógeno, que se encuentren en mantos o yacimientos, cualquiera que fuere su estado físico […] y que compongan el aceite mineral crudo, lo acompañen o se deriven de él, así como las actividades de proceso, transporte y almacenamiento que se relacionen directamente con los proyectos de exploración y extracción de hidrocarburos.

e) La realización de la exploración y extracción de hidrocarburos, cuidando las condiciones necesarias para la seguridad industrial. f) La reducción al mínimo de la quema y venteo de gas y de hidrocarburos en su extracción.

Artículo 4o.- Corresponde a la Comisión Nacional de Hidrocarburos, lo siguiente:

Artículo 3o.- Para la consecución de su objeto, la Comisión Nacional de Hidrocarburos […] ejercerá sus funciones, procurando que los proyectos de exploración y extracción de Petróleos Mexicanos y de sus organismos subsidiarios se realicen con arreglo a las siguientes bases:

I. Aportar los elementos técnicos para el diseño y definición de la política de hidrocarburos del país […]

II. Participar, con la Secretaría de Energía (SENER), en la determinación de la política de restitución de reservas de hidrocarburos;

a) Elevar el índice de recuperación y la obtención del volumen máximo de petróleo crudo y de gas natural en el largo plazo, en condiciones económicamente viables, de pozos, campos y yacimientos abandonados, en proceso de abandono y en explotación.

V. Establecer los lineamientos técnicos que deberán observarse en el diseño de los proyectos de exploración y extracción de hidrocarburos, escuchando la opinión de Petróleos Mexicanos (PEMEX). Estos lineamientos señalarán los elementos específicos que en general los proyectos de exploración y extracción deban contener, entre otros:

b) La reposición de las reservas de hidrocarburos, como garantes de la seguridad energética de la Nación y a partir de los recursos prospectivos,

II. Mandato

a) El éxito exploratorio y la incorporación de reservas.

X. Realizar Estudios de evaluación, cuantificación y verificación de las reservas de petróleo;

b) Las tecnologías a utilizar para optimizar la explotación en las diversas etapas de los proyectos.

XV. Emitir opinión sobre la asignación o cancelación de asignación de áreas para fines de exploración y explotación petrolíferas a que se refiere el artículo 5o. de la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo;

c) El ritmo de extracción de los campos. d) El factor de recuperación de los yacimientos.

XXII. Instaurar, tramitar y resolver los procedimientos administrativos de toda índole, que con motivo de sus atribuciones se promuevan;

e) La evaluación técnica del proyecto. f) Las referencias técnicas conforme a las mejores prácticas.

XXIII. Determinar las violaciones a las disposiciones y normatividad técnica que emita, tomando las medidas conducentes para corregirlas.

VII. Formular propuestas técnicas para optimizar los factores de recuperación en los proyectos de extracción [...];

VIII. Establecer mecanismos de evaluación de la eficiencia operativa en la exploración y extracción de hidrocarburos;

IX. Recabar, analizar y mantener actualizada la información y la estadística relativa a: a) La producción de petróleo crudo y gas natural. b) Las reservas probadas, probables y posibles. c) La relación entre producción y reservas. d) Los recursos prospectivos. e) La información geológica y geofísica. f ) Otros indicadores necesarios para realizar sus funciones establecidas en esta Ley;

CNH Comisión Nacional de Hidrocarburos

FotografĂa: Ing. Elvis Fragoso Rivera.

II. Mandato

Comisi贸n Nacional de Hidrocarburos

Fotograf铆a: Ing. Elvis Fragoso Rivera.

CNH

III. Antecedentes Primera revisión del proyecto ATG Durante 2009 la CNH elaboró el documento Proyecto Aceite Terciario del Golfo (ATG) primera revisión y recomendaciones, el cual fue publicado en abril de 2010. En este documento se presentaron los resultados de la evaluación técnica del desempeño del proyecto ATG con el fin de sustentar recomendaciones que permitan a Petróleos Mexicanos (PEMEX) valorar la adopción de medidas concretas para adecuar sus actividades de explotación de hidrocarburos en el proyecto ATG conforme a las mejores prácticas de la industria, así como realizar una planeación de las distintas etapas del ciclo de vida productiva de este proyecto. Las observaciones y recomendaciones de la evaluación técnica del 2009, publicadas en 2010, fueron las siguientes:

•

Es necesario que el proyecto ATG intensifique el proceso para concluir su etapa de aprendizaje, emulando las mejores prácticas internacionales, a fin de establecer el plan de desarrollo y la estrategia de explotación óptimos. Con ello estará en posición de contar con los elementos para la implementación a gran escala de alguna de las alternativas tecnológicas.

•

El proyecto está en una etapa de madurez baja; tanto en el conocimiento del subsuelo como en la selección de tecnología, por lo que hay gran incertidumbre en torno a los pronósticos de producción.

•

Se identifican tres temas torales para el éxito de la productividad de los pozos: perforación, terminación de pozos convencionales y no convencionales en ubicaciones óptimas, y sistemas artificiales de producción.

•

Los yacimientos del proyecto ATG tienen poca energía propia que dure por tiempos prolongados; por lo que es fundamental considerar en las estrategias de explotación los métodos de mantenimiento de presión y de recuperación secundaria y mejorada, buscando la producción de hidrocarburos en fase líquida dentro del yacimiento.

•

El análisis realizado por la CNH muestra que si se deseara extraer la reserva 2P, se requeriría un gran número de pozos llegando al extremo de lo que sería posible de manejar por Pemex. Sin embargo, el número de pozos disminuiría en

OBSERVACIONES •

El proyecto ATG tiene grandes recursos petroleros que deben ser considerados para su explotación. Existen evidencias de que se pueden extraer volúmenes importantes de hidrocarburos.

•

De acuerdo a los análisis de la CNH, el factor de recuperación de 2% respecto al volumen original es un indicador de que aún puede mejorarse significativamente la estrategia de explotación.

•

El proyecto ATG se debe administrar de acuerdo a las mejores prácticas para este tipo de proyectos. A pesar de la complejidad de este tipo de campos, a nivel internacional se identifican experiencias exitosas.

III. Antecedentes

función de que se obtengan mejores productividades y recuperaciones máximas, estimadas a través de tecnologías adecuadas, resultado de la etapa de aprendizaje.

terización estática y dinámica, y los aspectos críticos que controlan la productividad de los yacimientos.

RECOMENDACIONES •

•

Los yacimientos del proyecto ATG cuentan con poca energía propia, por lo que dentro de las estrategias de explotación a evaluar es fundamental incluir métodos de mantenimiento de presión. En este sentido, debe definirse un plan de recuperación secundaria y mejorada para la producción de hidrocarburos.

•

Se recomienda que la reingeniería de diseño y gestión se lleve a cabo a través de la metodología de Visualización, Conceptualización y Definición (VCD), a fin de identificar y evaluar las distintas tecnologías que pudieran emplearse para la mejor explotación de los yacimientos.

•

Una vez concluida la etapa de aprendizaje y de selección de tecnologías, se recomienda revisar la estimación de las reservas, los pronósticos de producción y las evaluaciones económicas.

•

El proyecto ATG, ya sea en su fase de desarrollo tecnológico o en su fase de explotación, debe evaluarse bajo una óptica de optimalidad del portafolio nacional de exploración y producción.

Es necesario que se concentren esfuerzos en cubrir la etapa de aprendizaje antes de implementar un programa de perforación a gran escala.

• Debe reconocerse que el proyecto ATG está en su fase de estudio y desarrollo tecnológico (fase de conceptualización). En este sentido se recomienda: - No imponer metas de perforación o de producción. - Definir metas y métricas de desempeño propias de un proyecto de desarrollo e implementación tecnológica. a) Establecer un proceso de identificación de las tecnologías a probar o desarrollar. b) Una vez identificadas las tecnologías, se deben definir los montos a invertir en desarrollo e implementación tecnológica, así como los tiempos de ejecución. c) Establecer resultados esperados en relación con la fase de desarrollo tecnológico y criterios que permitan tomar decisiones sobre la inversión a gran escala en Chicontepec. •

En esta fase de estudio y desarrollo tecnológico convendría enfocar los trabajos al conocimiento del subsuelo, específicamente en la carac-

CNH Comisión Nacional de Hidrocarburos

Separación del proyecto ATG

Algunos de los campos que conforman el proyecto ATG sufrieron una alteración en el proceso natural de exploración-producción, omitiendo las etapas de caracterización y delimitación, yendo de su descubrimiento a un franco desarrollo.

Adicionalmente, como resultado de diversas reuniones de trabajo entre la Secretaría de Energía (SENER), la CNH y PEMEX, se concluyó que, dado el nivel de conocimiento de los campos que componían al proyecto ATG, era necesario separarlos de tal manera que permitiera una revisión más transparente y justa de las actividades, de tal forma que fueran evaluadas conforme a la posición en la que se encuentren dentro de la cadena de valor de un campo.

Debido a que el conocimiento del subsuelo era desigual y las acciones deben ser diferentes para cada campo, el grupo de trabajo SENER-CNH-PEMEX coordinado por la SENER, concluyó que el proyecto ATG debería dividirse inicialmente en ocho proyectos agrupados de la siguiente manera (Figura 1):

a. Cuatro Proyectos de Desarrollo de Campos (en los cuales existía un conocimiento relativamente mayor del subsuelo y áreas en franca explotación), b. Tres Proyectos de Caracterización de Detalle y Desarrollo Tecnológico (en los cuales existía un conocimiento medio del subsuelo), y c. Un Proyecto de Caracterización Inicial (en el cual existía un conocimiento bajo del subsuelo).

Figura 1. División del Proyecto Aceite Terciario del Golfo en ocho proyectos. Fuente: Pemex

III. Antecedentes

Dictamen del proyecto Agua Fría - Coapechaca En diciembre de 2010, la CNH realizó el dictamen de uno de los proyectos en los que fue separado el proyecto Aceite Terciario del Golfo, denominado Agua Fría - Coapechaca.

y dinámica de los yacimientos que componen el proyecto; ii) Desarrollo de tecnología; y iii) Diseño, construcción y operación de instalaciones superficiales. 2. Las actividades de perforación deberían enfocarse exclusivamente al conocimiento del subsuelo y desarrollo de tecnología; incluidos los trabajos que se realizaran en los Laboratorios Integrales de Campo del proyecto, documentando sus métricas tecnológicas. En los reportes de las actividades se deberían evaluar los trabajos realizados, documentando las tecnologías probadas, las que serían evaluadas y los indicadores de desempeño para definir las tecnologías que presentaran los mejores resultados.

En ese dictamen se señalaron condicionantes1 que debían ser atendidas por PEMEX y mantener la vigencia del dictamen, en tanto el proyecto no sufriera una modificación sustantiva. Las condicionantes, señaladas en su momento fueron: a. Pemex debía presentar el análisis completo de estudios de caracterización estática y dinámica; así como las alternativas tecnológicas que eventualmente sustentará un plan de desarrollo. b. Pemex debía presentar adicionalmente los siguientes elementos:

3. Los estudios para la selección de los métodos de recuperación secundaria y mejorada que se hayan analizado y que se analizarían dentro de este proyecto, así como un programa detallado de actividades para llevar el control y evaluación de su desempeño, señalando los factores de recuperación asociados a cada método.

1. La estrategia de administración del proyecto con base en las mejores prácticas internacionales para este tipo de proyectos. Esta estrategia debía incluir, al menos, la estructura organizacional, especialistas, proveedores, mecanismos de control y las métricas de desempeño para los temas de: i) Caracterización estática

Condicionantes eran las acciones que debería atender el operador (PEMEX) para mantener el dictamen y la opinión técnica favorable del proyecto, como “favorable con condicionantes”, con el fin de permitirle la continuidad de un proyecto en ejecución. Para atender cada condicionante, Pemex debería presentar a la CNH los programas de trabajo para su inscripción en el Registro Petrolero, los cuales se harían públicos. Los programas de trabajo referidos, debidamente firmados por los responsables de su ejecución, deberían contener las actividades a realizar, las fechas de inicio y finalización, responsables, entregables, costos, y demás información que Pemex considerara necesaria para su atención. Asimismo, Pemex Exploración y Producción (PEP) debería informar trimestralmente, por escrito y en formato electrónico, los avances a dichos programas. Sin embargo, derivado de la reinterpretación del contenido y alcance de los Artículos Décimo Transitorio del Reglamento de la Ley de Pemex y Quinto transitorio del Reglamento de la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo, con fecha de 30 de mayo de 2012, a través del oficio número 110/UAJ/040/12 de la Secretaría de Energía, a través de su área de Asuntos Jurídicos, dio a conocer la interpretación en materia de Asignaciones Petroleras, opiniones de las mismas y dictámenes de proyectos. Momento en el que las condicionantes pasaron a ser recomendaciones no vinculantes al dictamen.

CNH Comisión Nacional de Hidrocarburos

4. La documentación, permisos y programas que sustenten las autorizaciones ambientales y de seguridad industrial para las actividades a desarrollar en este proyecto.

En esta nueva evaluación se señalarán los avances que ha tenido el proyecto en relación a su etapa de aprendizaje, utilización de metodologías, mejoras en su administración, conocimiento del subsuelo, identificación de tecnologías, reducción de la incertidumbre en los volúmenes de hidrocarburos y en los pronósticos de producción e identificación del proceso de recuperación secundaria y/o mejorada.

5. Al menos, una prueba piloto integral independiente que incluyera: i) resultados de aplicación de tecnologías que mejoren representaciones de parámetros petrofísicos a través de sísmica 2D y 3D, registros de pozos y núcleos, tanto de zonas explotadas como su correlación a zonas vírgenes; ii) pruebas de perforación convencional y no convencional, estimulación y fracturamientos no convencionales (intervalos múltiples, Zipper-Frac, Simul-Frac) para identificar la conectividad y el espaciamiento ideal entre pozos, y iii) pruebas de recuperación mejorada (incluidos: inyección de gas miscible, gas miscible enriquecido, agua, agua alternada con gas, y dióxido de carbono).

Además, se presentarán los resultados de un estudio realizado por la CNH en el año 2012, que apoyarán un mejor conocimiento y desempeño del proyecto.

Objetivo de la segunda evaluación Derivado de la actualización de información por parte de Petróleos Mexicanos a través de los procesos institucionales de Dictamen de Reservas y Dictamen de Proyectos, se presenta la Segunda Evaluación del Proyecto ATG. En este documento se describe el avance en las diversas observaciones descritas previamente, las áreas de oportunidad y las recomendaciones actuales derivadas de estudios y análisis realizados por la CNH desde la presentación de la Primera Evaluación, con el fin de apoyar en la mejora del desempeño de las actividades petroleras en Chicontepec.

III. Antecedentes

SECTOR 7

Tajín-Corralillo

SECTOR 8 14

SECTOR 6

CNH Comisión Nacional de Hidrocarburos

Agua Fría-Coapechaca

SECTOR 5

Miquetla-Miahuapan

Soledad-Coyotes

Coyol-Humapa

SECTOR 2

SECTOR 4

Sitio-Tenexcuila

Amatitlán-Agua Nacida

Presidente Alemán-Furbero

SECTOR 1

SECTOR 3

IV. Estatus del proyecto Contexto nacional

Participación Nacional Reservas Gas 2P Chicontepec

RESERVAS

Sector 1 Sitio-Tenexcuila 5.9 % Sector 2 Soledad- Coyotes 2.6 %

Las reservas 2P de aceite almacenadas en Chicontepec (al primero de enero de 2012) representan el 21.9% de las reservas totales 2P de aceite a nivel nacional; similarmente las reservas 2P de gas almacenadas en Chicontepec (al primero de enero de 2012) representan el 32.1% de las reservas totales 2P de gas nacional. Las Figuras 2 y 3 ilustran la participación nacional de las reservas 2P de Chicontepec para aceite y gas, así como los porcentajes de participación de los sectores que integran al proyecto Aceite Terciario del Golfo.

Sector 3 Amatitlán-Agua Nacida 4.8 %

Nacional 67.9 %

Sector 8 Presidente Alemán Furbero 6.1 %

Reservas 2P Nacional Reservas 2P Chicontepec

Gas mmmpc 34,836.85 11,192.0

Figura 3. Participación nacional de las reservas 2P de gas almacenadas en Chicontepec al primero de enero 2012.

por Petróleos Mexicanos a la CNH, como resultado de las alternativas seleccionadas para la explotación de las reservas 2P de aceite y gas. Como puede observase en las Figuras 4 y 5, las cifras de los volúmenes a recuperar son muy similares a las presentadas durante el proceso de reservas, manteniendo cierta consistencia en los procesos. En la Figura 4 se representa la participación nacional del proyecto ATG para aceite, así como en la Figura 5 la participación nacional del proyecto ATG para gas.

Chicontepec

Sector 1 Sitio-Tenexcuila 3.7 % Sector 2 Soledad- Coyotes 1.8 % Sector 3 Amatitlán-Agua Nacida 3.1 % Sector 4 Miquetla-Miahuapan 2.1 %

La participación nacional de las reservas 2P almacenadas en Chicontepec (al primero de enero de 2012) de aceite y gas, son muy similares a la participación de los volúmenes a recuperar del proyecto ATG. Esto significa que las estimaciones de las reservas a recuperar en la categoría 2P (cifras oficiales) y las estimaciones de las alternativas seleccionadas recuperan volúmenes similares de aceite y gas. Existen ligeras diferencias pero se deben principalmente a los horizontes de evaluación y estimación entre los

Sector 5 Coyol-Humapa 3.1 % Secotr 6 Agua Fría-Coapechaca 1.9 % Sector 7 Tajín-Coralillo 1.7 % Sector 8 Presidente Alemán Furbero 4.5 %

Reservas 2P Nacional Reservas 2P Chicontepec

Sector 5 Coyol-Humapa 4.7 %

Sector 7 Tajín-Coralillo 2.4 %

Participación Nacional Reservas Aceite 2P

ATG 21.9 %

Sector 4 Miquetla-Miahuapan 3.2 %

Secotr 6 Agua Fría-Coapechaca 2.5 %

A continuación se presentan los volúmenes a recuperar del Proyecto Integral Aceite Terciario del Golfo, plasmados en el nuevo Plan de Desarrollo presentado

Nacional 78.1 %

ATG 32.1 %

Aceite mmb 18,573.27 4,065.1

Figura 2. Participación nacional de las reservas 2P de aceite almacenadas en Chicontepec al primero de enero 2012.

IV. Estatus del proyecto

Participación Nacional Reservas Aceite 2P

Participación Nacional Reservas Gas 2P

Alternativas Proyecto ATG

Nacional 78.2 %

ATG 21.8 %

Reservas 2P Nacional Reservas 2P ATG

Sector 1 Sitio-Tenexcuila 3.7 %

Sector 1 Sitio-Tenexcuila 5.9 %

Sector 2 Soledad- Coyotes 1.8 %

Sector 2 Soledad- Coyotes 2.5 %

Sector 3 Amatitlán-Agua Nacida 3.1 %

Sector 3 Amatitlán-Agua Nacida 4.8 %

Sector 4 Miquetla-Miahuapan 2.0 %

Nacional 68.0 %

Sector 5 Coyol-Humapa 3.1 %

ATG 32.0 %

Sector 4 Miquetla-Miahuapan 3.2 % Sector 5 Coyol-Humapa 4.7 %

Secotr 6 Agua Fría-Coapechaca 1.9 %

Secotr 6 Agua Fría-Coapechaca 2.5 %

Sector 7 Tajín-Coralillo 1.7 %

Sector 7 Tajín-Coralillo 2.4 %

Sector 8 Presidente Alemán Furbero 4.5 %

Sector 8 Presidente Alemán Furbero 6.0 %

Aceite mmb 18,573.27 4,040.0

Reservas 2P Nacional Reservas 2P ATG

Gas mmmpc 34,836.85 11,145.0

Figura 4. Participación nacional del proyecto ATG para aceite.

Figura 5. Participación nacional del proyecto ATG para gas.

procesos de documentación de las reservas y la documentación del proyecto de inversión. Por lo que la Comisión recomienda ajustar los procesos de documentación en los tiempos adecuados para tener mayor consistencia entre los planes de explotación que sustentan la estimación y certificación de las reservas de hidrocarburos, tal y como lo señalan las mejores prácticas en la industria.

• INVERSIONES DE ATG De acuerdo al Proyecto de Presupuesto de Egresos de la Federación 2013 (PEF 2013), el Proyecto Aceite Terciario del Golfo (clave: 001 02 001) tiene registrado un costo total de inversión 525,969.5 millones de pesos de 2013; para el año 2013 tiene asignado un monto a ejercer de 17,635.5 millones de pesos de 2013. Asimismo, se observa en el PEF 2013 un Estudio de Preinversión asociado al proyecto ATG (clave: 1218T4L0002),

Tabla 1. Montos de inversión asignados para 2013 a los principales proyectos de infraestructura económica de Pemex Exploración y Producción. Id

Nombre

Monto de inversión asignado para 2013 (MM$)

Participación respecto a lo asignado a PEP

Integral Ku-Maloob-Zaap

38,558.9

15.0%

Cantarell

36,822.7

14.4%

Proyecto Aceite Terciario del Golfo

17,635.5

6.9%

Proyecto Tsimin Xux

17,081.9

6.7%

Integral Chuc

15,913.1

6.2%

Fuente: Presupuesto de Egresos de la Federación 2013

CNH Comisión Nacional de Hidrocarburos

Tabla 2. Costo total de inversión de los principales proyectos de infraestructura económica de Pemex Exploración y Producción. No.

Nombre

Costo de inversión total (mm$ 2013)

Participación respecto al costo total

Cantarell

1,130,815.4

21.2%

Integral Ku-Maloob-Zaap

688,884.9

12.9%

Programa Estratégico de Gas

560,613.3

10.5%

Burgos

558,407.8

10.5%

Proyecto Aceite Terciario del Golfo

525,969.5

9.9%

Fuente: Presupuesto de Egresos de la Federación 2013.

el proyecto número 5 en la cartera de inversiones de PEP, 2013.

que tiene un costo total de inversión de 7,318.4 millones de pesos de 2013, sin embargo, éste último no tiene asignado recursos para ejercer en este año.

El estudio de preinversión tiene una representación marginal, en términos de costo total de inversión, ligeramente del 0.1%.

La cartera de programas y proyectos de inversión de Pemex Exploración y Producción (PEP), tiene asignado recursos para ejercer en 2013 para 59 proyectos, un monto de hasta 256,352.7 millones de pesos de 2013; el proyecto Chicontepec representa el 6.9% para el 2013 de dichos recursos.

Respecto a las metas físicas del proyecto, con base en la información enviada por PEP a la CNH, se tiene contemplada, en sus 8 sectores, la perforación de 31,280 y terminación de 31,289 pozos de desarrollo; 58,219, reparaciones mayores; 6,489 ductos; y 6,476 macroperas. En la Tabla 3 se muestra la par-

En términos de costo total de inversión, el proyecto Aceite Terciario de Golfo, representa el 9.9%, siendo

Tabla 3. Participación de sectores del proyecto ATG en sus diferentes actividades físicas. Horizonte

Sector

Perforación de pozos

Terminación de pozos

Reparaciones mayores

Ductos (Número)

Macroperas (Número)

2013-2068

Sector 1. Sitio-Tenexcuila

5,254

10,207

1,115

2013-2070

Sector 2. Soledad-Coyotes

2,644

542

541

2013-2077

Sector 3. Amatitlán-Agua Nacida

4,364

8,404

850

2013-2067

Sector 4. Miquetla-Miahuapan

4,201

8,418

835

2013-2060

Sector 5. Coyol-Humapa

2,918

5,561

591

2013 - 2045

Sector 6. Agua Fría-Coapechaca

2,906

2,910

5,469

694

691

2013-2047

Sector 7. Tajín-Corralillo

2,466

2,471

4,650

531

522

2013-2068

Sector 8. Presidente Alemán-Furbero

6,527

12,866

1,331

31,280

31,289

58,219

6,489

6,476

TOTAL

Fuente: Presupuesto de Egresos de la Federación 2013.

IV. Estatus del proyecto

ticipación de cada sector en sus diferentes actividades físicas y periodos correspondientes.

Aceite Terciario del Golfo, fue en 2011; cabe mencionar que sólo hace referencia a los sectores de desarrollo y optimización de campos (2, 6, 7 y 8).

Debido a las inversiones requeridas para la ejecución del proyecto Aceite Terciario del Golfo, y por el contexto nacional en el que se desarrolla, es importante que éste sea evaluado y actualizado constantemente, lo anterior para tener mayor certeza de que los recursos destinados para la ejecución de las actividades sean ejercidos de manera eficaz y de acuerdo a los resultados y a las mejores prácticas internacionales de la administración y desarrollo de proyectos.

En la Tabla 4 se muestra la evolución de las inversiones y otras metas del proyecto Aceite Terciario del Golfo, con base en su actualización de los Análisis Costo-Beneficio. Como puede notarse, por la importancia que tiene el área de Chicontepec, es necesario que las actividades del proyecto se realicen con una visión diferente a la actual. Con la finalidad de aprovechar mejor los recursos de hidrocarburos que se tienen, deben optimizar las inversiones y por ende ser más eficientes en las actividades para la explotación de los hidrocarburos.

Con base en el sistema Proceso Integral de Programación y Presupuesto (PIPP), de la SHCP, la última actualización del Análisis Costo-Beneficio, del Proyecto

Tabla 4. Variaciones en los Análisis Costo - Beneficio presentados sobre el proyecto ATG ante la SHCP.

Año de presentación del proyecto

Inversiones (mm Pesos 2013)

2006

243,933

2008

627,924

2009

713,793

20121 2006-2012

Pozos a perforar

Reparaciones mayores

Pronósticos de reserva de aceite a recuperar (mmb)

Producción máxima aceite bb/día

Producción máxima gas mpies3/día

Inversión por barril de reservas de aceite a recuperar (USD/bbl)*

6055

9,129

1,809

470,000

931,000

10.5

17,356

30,136

3,372

808,000

970,000

14.4

19,181

33,719

2,803

606,000

727,000

19.7

392,878

9,245

16,857

1,092

196,000

313,000

27.9

61 %

53 %

85 %

-40 %

-58 %

-66 %

167 %

Integrado por el Análisis Costo-Beneficio del Proyecto Aceite Terciario del Golfo (Sectores de Desarrollo y Optimización de Campos). Sectores: 2, 6, 7 y 8, y el Análisis Costo-Eficiencia del Proyecto Aceite Terciario del Golfo (Desarrollo Tecnológico). Sectores: 1, 3, 4 y 5; presentados en noviembre de 2011 y febrero de 2012, respectivamente. Los montos de inversión para los años 2006, 2008, 2009 y 2012, se actualizaron a millones de pesos de 2013, considerando una inflación del 3% para 2013, de acuerdo a los CGPE, 2013. * Para la inversión por barril de reservas de aceite a recuperar, se utilizó un tipo de cambio de 12.9 pesos/dólar, de acuerdo a los valores de CGPE, 2013.

Fuente: SHCP.

CNH Comisión Nacional de Hidrocarburos

Avances en las recomendaciones realizadas por la CNH Como se señaló anteriormente, las observaciones, recomendaciones y condicionantes que la CNH ha emitido con relación a las actividades relacionadas con el área de Chicontepec, se han enfocado principalmente a: •

ponían al Proyecto Aceite Terciario del Golfo (ATG) estaba en niveles diferentes, y que además, era necesario separarlos de tal manera que se permitiera una revisión más transparente y justa de las actividades, para que fueran evaluadas conforme a la posición en la que se encuentren dentro de la cadena de valor de un campo.

Reconocer que el proyecto se encuentra en etapa de aprendizaje.

La separación fue un gran avance para la evaluación del proyecto; sin embargo se siguen considerando aspectos administrativos en mayor cantidad que aspectos geológico-petroleros. Por lo que la CNH considera que se debe avanzar más en el conocimiento del subsuelo, el cual permita, entre otras cosas, identificar la separación utilizando criterios más técnicos y por ende, plantear las alternativas más adecuadas para la explotación de cada campo/yacimiento.

• Utilizar la metodología VCD (Visualización, Conceptualización y Definición). •

Mejorar la administración del proyecto.

•

Incrementar el conocimiento del subsuelo.

• Establecer un proceso de identificación de tecnologías. •

Adicionalmente, PEMEX ha presentado ante la SHCP dos proyectos relacionados con ATG: Uno de infraestructura económica denominado Proyecto Aceite Terciario del Golfo (clave: 001 02 001) que agrupa al Sector 2 Soledad-Coyotes, Sector 6 Agua Fría-Coapechaca, Sector 7 Tajín-Corralillo y Sector 8 Presidente Alemán-Furbero; y otro como estudio de preinversión denominado Proyecto Aceite Terciario del Golfo – Desarrollo Tecnológico (clave: 1218T4L0002) que agrupa al Sector 1 Sitio-Tenexcuila, Sector 3 Amatitlán - Agua Nacida, Sector 4 Miquetla-Miahuapan y Sector 5 Coyol-Humapa y que están registrados en el documento del Presupuesto de Egresos de la Federación 2013. Esto demuestra la aceptación de Pemex en el aspecto de que algunas zonas de Chicontepec requieren de mayor conocimiento.

Reducir la incertidumbre en los volúmenes de hidrocarburos y en los pronósticos de producción.

• Identificación del proceso de recuperación secundaria y/o mejorada.

Detallando los aspectos señalados, se tiene lo siguiente: •

Reconocer que el proyecto se encuentra en etapa de aprendizaje.

Con respecto a esta recomendación, en el año 2010 el grupo de trabajo SENER-CNH-PEMEX decidió separar el proyecto en ocho sectores, reconociendo que el nivel de conocimiento de los campos que com-

• Utilizar la metodología VCD (Visualización, Conceptualización y Definición).

IV. Estatus del proyecto

La metodología VCD ha demostrado ser un elemento fundamental para la planeación de los proyectos, por lo que es importante que en un proyecto tan importante como lo es Aceite Terciario del Golfo, se utilice este tipo de metodología para su definición.

largo plazo como Chicontepec mantenga su mejora y continuidad en las actividades, transmitiendo e incrementando el conocimiento para maximizar el valor económico del proyecto. •

Para la definición es importante considerar la hetereogeneidad de todos los campos; se debe conocer el subsuelo, caracterizar los campos y posteriormente definir las actividades a realizar con las tecnologías acordes a las características geológicas petroleras.

Una de las causas de los resultados insatisfactorios obtenidos en la producción de aceite en el proyecto ATG es la falta de coincidencia entre el proceso de explotación y el conocimiento de las capas del subsuelo de las que se pretende extraer el crudo, lo cual se manifestó en el documento de abril del 2010. Al día de hoy, Pemex ya cuenta con un modelo estático desarrollado, el cual sin lugar a dudas requiere de actualizaciones y de incorporar algunas disciplinas, como en el caso del modelo de facies de los campos. Este modelo significa un gran avance en el conocimiento del subsuelo del Paleocanal de Chicontepec.

A la fecha se han obtenido avances en la implementación de la metodología pero debe aplicarse de acuerdo a las características particulares del campo y apoyarse en los resultados del estudio de tecnologías de los laboratorios integrales de campo. •

Incrementar el conocimiento del subsuelo.

Mejorar la administración del proyecto. Las dificultades en aumentar la producción provocan la necesidad de continuar estudiando los yacimientos que están siendo explotados y aquéllos en los que se pretende perforar. También indican que se debe revisar la información disponible, los análisis realizados y los planes de adquisición de información complementaria para identificar las zonas que contengan aceite, su estructura y su comportamiento.

La magnitud y complejidad de este proyecto requiere de las mejores prácticas en la administración del proyecto, si bien se ha avanzado al llevar controles en la ejecución de obras, perforación, terminación y reparación de pozos, poner en producción los pozos terminados, mejorar la productividad de los pozos, medición de los mismos, etc., existen temas como la elaboración de estudios que requieren ser incorporados en los planes. Se debe diseñar cronogramas detallados de actividades a realizar, documentar las lecciones aprendidas, mejorar la medición del desempeño de las actividades y sobre todo, fortalecer la estructura organizacional.

El modelo estático fue construido en una plataforma comercial por personal de PEMEX del Activo Integral Aceite Terciario del Golfo. Éste consta de toda la extensión del Paleocanal de Chicontepec, en el cual se tienen cargados los 8 sectores en los que está dividido el proyecto, así como los 29 campos que lo integran.

El desarrollo del personal de manera multigeneracional es necesario para evitar que un proyecto de muy

El modelo presenta información general de pozos : registros de pozos, petrofísica básica, marcadores geo-

CNH Comisión Nacional de Hidrocarburos

lógicos principales, horizontes sísmicos interpretados para las tres discordancias y la base del Terciario, entre otros. Con lo cual se desarrolló el flujo de trabajo completo para obtener un volumen original estimado dentro de la aplicación, desarrollando la parte de población de propiedades petrofísicas.

El conocimiento del subsuelo crecerá conforme se incorpore mayor información de afloramientos, sísmica 3D, núcleos, registros geofísicos, registros de imágenes, muestras de fluidos y estudios de laboratorio, entre otros. Dadas las amplias dimensiones del Paleocañón de Chicontepec, esto representa en sí mismo un reto importante para PEMEX.

Indudablemente es un gran avance el contar con un modelo estático integrado, sin embargo se requiere su continua actualización, así como aplicar las mejores tecnologías de interpretación que existan en la actualidad.

Es sumamente importante que se mejoren los programas de toma de información para actualizar los modelos del subsuelo y permitan conocer el comportamiento de los pozos, identificar los mejores trabajos de fracturamiento y evaluar el desempeño de los sistemas artificiales, etc.

La CNH considera necesario, incluir al modelo de Petrel, un Modelo de Facies basado en técnicas de modelado de objetos mediante el que se simule la distribución espacial de los cuerpos arenosos de manera semi-estocástica, utilizando dichas facies en el cálculo volumétrico, para caracterizar la heterogeneidad del subsuelo y discretizar el tipo y geometría de los cuerpos acumuladores de hidrocarburos; reduciendo así la incertidumbre en los volúmenes originales del campo.

• Establecer un proceso de identificación de tecnologías. En el análisis realizado por la CNH en 2010, se determinó que el proyecto se encontraba en una etapa de madurez baja, tanto en el conocimiento del subsuelo como en la selección de tecnología. Se consideró que era necesario que el proyecto ATG intensificara el proceso para concluir su etapa de aprendizaje, emulando las mejores prácticas internacionales, a fin de establecer el plan de desarrollo y la estrategia de explotación óptimos.

Asimismo, debe incluirse la distribución, espaciamiento y orientación de todas las fallas, principalmente las de corrimiento lateral que afectan la columna sedimentaria en el Paleocañón de Chicontepec.

Asimismo, se estableció que las siguientes áreas también necesitaban adquirir más información:

A partir de un mejor conocimiento del subsuelo será posible determinar con menor incertidumbre información como el tipo de pozo a perforar, su profundidad, el tipo de fracturamiento requerido y la selección del sistema artificial de producción que se adapte a cada situación, encontrando así la combinación tecnológica óptima para el desarrollo de los campos.

1. Diseño de la perforación y terminación de pozos. 2. Reparaciones mayores y menores. 3. Fracturamientos. 4. Mantenimiento de presión, recuperación secundaria e inyección de fluidos.

IV. Estatus del proyecto

5. Sistemas Artificiales de Producción.

pozos y reducir costos. Se esperaba que se probaran nuevas tecnologías y esquemas de explotación masiva en los campos Furbero, Presidente Alemán, Remolino, Corralillo y Coyotes, siendo éstos asignados a las compañías Schlumberger, Weatherford, Halliburton, Baker Hughes y Tecpetrol, respectivamente. La Figura 6 muestra los Laboratorios de Campo implementados en el proyecto ATG.

6. Estranguladores de fondo (EDF). 7. Instalaciones superficiales. 8. Medición, monitoreo y automatización. En ese sentido, se determinó que los Laboratorios de Campo también formaban parte de la etapa de aprendizaje, ya que éstos ayudarían a acelerar el desarrollo tecnológico al identificar alternativas apropiadas para los yacimientos del proyecto ATG.

PEMEX ha identificado más de 80 iniciativas estratégicas, de las cuales sólo el 38% se encuentran en ejecución. Estas iniciativas fueron subdivididas en: Perforación, Terminación, Operación y Mantenimiento e Infraestructura. Algunas de las iniciativas que PEMEX señala se han llevado a cabo con éxito, son:

En 2009, PEMEX inició actividades en 5 Laboratorios de Campo para buscar nuevas y mejores tecnologías que permitieran incrementar la productividad de los

Figura 6. Laboratorios de Campo en el proyecto ATG. Fuente: Narváez Ramírez, Antonio. Retos y Avances en el Desarrollo y Operación de un Yacimiento No Convencional, “Chicontepec”. Trabajo presentado a la Academia de Ingeniería. México, 2011.

CNH Comisión Nacional de Hidrocarburos

•

Terminación múltiple (11 intervalos) en el pozo Corralillo 629; se fracturó con fluido visco elástico libre de polímero y usando bolas biodegradables.

•

Los fracturamientos especiales que se han considerado hasta ahora, son los siguientes: Espumada con CO2 (Binaria), Slickwater, VaporFrac, Hiway y Dynapoliex.

• Perforación de pozos horizontales en el Paleocanal de Chicontepec con fracturamiento multietapas con diferentes sistemas de terminación (empacadores hinchables, frackpoint, stage frac, cobramax).

•

Refracturamiento hidráulico.

•

Se han hecho nuevos diseños en el bombeo mecánico con apoyo de información de las cartas dinamométricas y de los ecómetros (identificación de los niveles dinámicos).

•

Utilización de macropera auto-sustentable.

•

Aplicación del bombeo hidráulico.

•

Análisis de la implantación de procesos de recuperación secundaria y/o mejorada. Pruebas piloto enfocadas a la inyección de agua, microorganismos, dióxido de carbono (CO2) y vapor.

•

“Proyecto Hectárea Fracturada”.

• Perforación convencional y no convencional con la técnica de perforación de Tubería Flexible de 3 ½”. •

Perforación utilizando fluido Base Agua en las 3 etapas de perforación.

• Optimización del grado, librajes y diámetros de los aceros de las Tuberías de Revestimiento (TR).

Como se puede observar, a pesar de que hay avances considerables en el estudio del subsuelo y selección de la tecnología, los resultados de las iniciativas incluyen metas de producción. Si bien se utiliza sísmica o petrofísica, por mencionar algunos ejemplos, éstos sólo son utilizados como un medio para diseñar y aplicar tecnologías. En este sentido, el proyecto re-

• Tecnologías de fracturamientos hidráulicos aplicados en el Activo Integral ATG en función de la combinación de las características específicas del yacimiento y la tecnología.

Tabla 5. Principales tipos de fracturamientos realizados en el proyecto ATG. • Convencional • Energizado con N2 Convencionales

• Espumada con N2 • ACL • ACL con N2 • Aceite Estabilizado

Ácido

• Fracturamiento Ácido

IV. Estatus del proyecto

quiere de la incorporación de conocimiento del subsuelo que le permitirá la optimización de tecnologías a evaluar de acuerdo a las características de la zona en las que se pretende evaluar y acelerar la identificación de la combinación tecnológica óptima para implementarse a mayor escala.

mente por las variaciones presentadas entre los valores de reservas para ATG del certificador y Petróleos Mexicanos. Debido a lo anterior, en junio de 2011 PEMEX realizó una evaluación del volumen original de aceite de ATG. La cual incluyó los siguientes aspectos:

• Reducir la incertidumbre en los volúmenes de hidrocarburos y en los pronósticos de producción. En las recomendaciones realizadas por la Comisión en la evaluación del 2010 de ATG, se señaló que:

•

Reinterpretación de Registros Geofísicos (2,556 pozos-registros antiguos y modernos).

•

Reducción en el espesor neto impregnado de los yacimientos (sobre todo a pozos con registros antiguos), esta reducción fue originada debido al alto contenido de material arcilloso en las rocas de los yacimientos.

− Debía reconocerse que el proyecto ATG está en su fase de estudio y desarrollo tecnológico (fase de conceptualización). − En esta fase de estudio y desarrollo tecnológico convendría enfocar los trabajos al conocimiento del subsuelo, específicamente en la caracterización estática y dinámica, así como en los aspectos críticos que controlan la productividad de los yacimientos.

Lo anterior generó que el Volumen Original de aceite para el proyecto ATG reportado en el proceso de reservas 2012 tuviera un decremento de aproximadamente 41% con respecto a la cifra del año anterior. Ajuste que esta CNH considera que ayudará a una definición más objetiva del plan de desarrollo de Chicontepec.

Adicionalmente, durante los procesos de dictamen de las reservas del país de 2010 y 2011, el Órgano de Gobierno de la CNH decidió no aprobar los reportes de evaluación y cuantificación de las reservas 2P y 3P de la Región Norte elaborados por PEMEX, principal-

Con respecto a los pronósticos de producción se logró tener consistencia entre los perfiles de producción estimados en el proceso de reservas con el estimado en el proceso de proyectos; sin embargo, se debe continuar trabajando para lograr que los procesos de Re-

Tabla 6. Volumen original de aceite 3P. Volumen original aceite 3P

Aceite Terciario del Golfo

01-ene-12

01-ene-11

mmb

Diferencias (mmb)

Porcentaje variación

81,492.6

137,289.4

-55,796.9

-41%

CNH Comisión Nacional de Hidrocarburos

Aceite (mbd) 400 350 300 250 200 150 100 50 0

Proyecto 1 de enero de 2012-2P

2012 2015 2018 2021 2024 2027 2030 2033 2036 2039 2042 2045 2048 2051 2054 2057 2060 2063 2066 2069 2072 2075

Figura 7. Perfiles de producción de aceite.

Aceite

MMB 2013-2072

Diferencia respecto al proyecto

Proyecto

4,035

1 de enero de 2012

4,038

0.06%

de perforación en algunos sectores (Sector 1 Sitio-Tenexcuila, Sector 3 Amatitlán-Agua Nacida, Sector 4 Miquetla-Miahuapan y Sector 5 Coyol-Humapa) durante los primeros 4 años del proyecto, y esto afecta la declinación en los primeros años; sin embargo, las diferencias en el volumen a recuperar en el horizonte 2013-2077 son menores. Estas diferencias se deben a

servas y de Proyectos documenten el mismo plan de explotación. La diferencia entre el comportamiento del perfil de volumen a recuperar del proyecto y el de reservas 2P de aceite (primero de enero de 2012) se debe principalmente a que el proyecto no presenta actividad Gas (mmpcd) 1200

Proyecto

1000 800

1 de enero de 2012-2P

600 400 200

Figura 8. Perfiles de producción de gas.

2012 2015 2018 2021 2024 2027 2030 2033 2036 2039 2042 2045 2048 2051 2054 2057 2060 2063 2066 2069 2072 2075

Gas

MMMPC 2013-2072

Diferencia respecto al proyecto

Proyecto

11,138

1 de enero de 2012

10,000

-10.2%

IV. Estatus del proyecto

los programas de desarrollo de los campos, así como a los horizontes de evaluación y estimación entre los procesos de documentación para la certificación de las reservas y el proyecto de inversión.

Aunque la cantidad de pozos es consistente, existen algunas diferencias en cuanto a la actividad programada de los pozos a perforar del proyecto y los pozos considerados en la estimación de las reservas 2P. Esto se puede observar de forma gráfica en la Figura 10, situación que se debe vigilar para evitar el diferimiento del desarrollo de alguno de los campos que pudiera generar la reclasificación de reservas en forma no favorable para el país.

La diferencia entre el comportamiento del perfil de volumen a recuperar del proyecto y el de reservas se debe principalmente a la actividad de pozos a perforar y a que en reservas se considera el gas de venta, el cual contempla el encogimiento derivado de autoconsumo, mermas, quema y venteo, entre otros; sin embargo, las diferencias en el volumen a recuperar en el horizonte 2013-2077 son menores si utilizamos el gas producido de la estimación de reservas 2P.

Además, debido a la reducción del espaciamiento de pozos (de 400 a 300 metros), se recomienda optimizar los programas de movimiento de equipos con base en las capacidades del Activo, así como continuar evaluando la inclusión de más pozos no convencionales con multifracturamiento y el conocimiento del subsuelo para dar cumplimiento a las metas establecidas del proyecto logrando su optimización.

Con respecto a la actividad programada para el desarrollo del proyecto integral ATG, se estima perforar alrededor de 31,280 pozos de desarrollo en el horizonte económico del proyecto y para los pozos programados que sustentan las estimaciones de la reserva 2P, se estima la perforación de 31,292 en el mismo horizonte económico del proyecto ATG los cuales se muestran en la Figura 9.

Con relación al costo total del proyecto (sumatoria de inversión y gastos de operación), en el proyecto existe una diferencia del 3.3% entre el costo total documentado en el proyecto y el costo total documentado en la evaluación económica de las reservas 2P en el horizonte 2013-2031, (Figura 11). A pesar de que la diferencia es mínima en el total, al analizar las inversiones y los gastos de operación de

Figura 9. Número de pozos a perforar.

CNH Comisión Nacional de Hidrocarburos

Localizaciones Reservas 2P vs Proyecto Integral ATG 1,400 Pozos proyecto

1,200 1,000

Pozos reserva 2P

800 600 200

2012 2015 2018 2021 2024 2027 2030 2033 2036 2039 2042 2045 2048 2051 2054 2057 2060 2063 2066 2069 2072 2075

Figura 10. Actividad programada de pozos a perforar.

Costos Total ATG (mmpesos) 60,000

Reservas 2P

50,000

Proyecto ATG

40,000 30,000 20,000 10,000

mmpesos

Proyecto

845,424.00

Diferencias -

Reservas 2P

817,556.19

-3.3%

2031

2030

2029

2028

2027

2026

2025

2024

2023

2022

2021

2020

2019

2018

2017

2016

2015

2014

2013

Inversiones

*Paridad proyecto: 12.76 pesos por d贸lar y reservas 2P al 1-enero-2012 Figura 11. Costo total del proyecto (inversi贸n m谩s operaci贸n).

IV. Estatus del proyecto

Inversiones (mmpesos)

Reservas 2P

50,000

Proyecto ATG

40,000 30,000 20,000 10,000

mmpesos

Diferencias

Proyecto

665,196.00

Reservas 2P

414,258.44

-37.7%

2031

2030

2029

2028

2027

2026

2025

2024

2023

2022

2021

2020

2019

2018

2017

2016

2015

2014

2013

Inversiones

*Paridad proyecto: 12.76 pesos por dólar y reservas 2P al 1-enero-2012 Figura 12. Inversiones, proceso de reservas vs proceso de proyectos.

Gastos de operación (mmpesos) 35,000 30,000 25,000 20,000 15,000 10,000 5,000 0

Proyecto 1 de enero de 2012-2P

Costos Op. y Mantto.

mmpesos

diferencias

Proyecto

180,228.00

Reservas 2P

403,297.75

123.8%

2031

Figura 13. Gastos, proceso de reservas vs proceso de proyectos.

• Identificación del proceso de recuperación secundaria y/o mejorada.

forma separada, Figuras 12 y 13, se observan diferencias del 37.7 y 123.8 por ciento, respectivamente; por lo que es necesario continuar con el trabajo de ajuste de los procesos de documentación para la certificación de reservas y el proyecto de inversión, con la finalidad de obtener mayor consistencia y certidumbre entre los planes de explotación y requerimientos de recursos financieros de ambos procesos.

Con respecto a las actividades de recuperación secundaria, se tienen registradas pruebas piloto de inyección de agua congénita en los campos de Agua Fría y Furbero.

CNH Comisión Nacional de Hidrocarburos

2030

2029

2028

2027

2026

2025

2024

2023

2022

2021

2020

2019

2018

2017

2016

2015

2014

2013

*Paridad proyecto: 12.76 pesos por dólar y reservas 2P al 1-enero-2012.

La prueba piloto de Agua Fría consistió en inyectar agua congénita en las arenas de la secuencia superior, media e inferior. Inició en agosto del 2008 y se tenía programa hasta diciembre de 2011. Los pozos inyectores mostraron buena capacidad de admisión de agua. A pesar de que los experimentos de laboratorio muestran que existe precipitación, no se tuvo certidumbre de que en el yacimiento se genere este problema y tampoco se tuvo la evidencia de que se este obstruyendo el medio poroso. En pruebas futuras se quiere aumentar la capacidad de inyección por lo menos al volumen de diseño de la planta, 20,000 Bw/d. También se quiere evaluar el desempeño de la modalidad de inyección de agua alternada por gas (CO2).

En la prueba de inyección de CO2 en el campo Coyotes se seleccionó un área aislada del desarrollo para que la producción no afectara el área de prueba. Se tomaron muestras de fluidos (aceite) producidos para analizarlas en laboratorio y determinar miscibilidad, solubilidad y capacidad de desplazamiento del CO2 en núcleos. No se observó un beneficio aparente ni en la presión ni en la producción. Esta prueba sugiere que puede ser más viable la inyección de CO2 con un esquema cíclico o de “huff and puff”.

La prueba piloto de inyección de agua congénita en Furbero, consistió en inyectar agua en un arreglo de líneas alternadas. El objetivo fue demostrar la viabilidad de la inyección en áreas con condiciones de bajo saturación, buscando reducir la perdida de energía. El inicio de la inyección fue en enero de 2011, pero hasta marzo del mismo año se lograron poner en operación a todos los pozos. La declinación en la producción fue muy similar en los pozos, se estima que la prueba sea favorable para poderla extender en todo el campo o en áreas vecinas.

Se tiene un total de 11 pruebas de inyección cíclica de CO2, a lo largo del paleocanal de Chicontepec.

Las pruebas de recuperación secundaria y/o mejorada sugieren que, entre pozos distantes a más de 400 metros, no existe continuidad hidráulica.

De los 11 pozos sometidos a la prueba de “huff and puff”, nueve alcanzan un gasto inicial mayor al vigente previo a la inyección y dos tuvieron daño mecánico. De los nueve, cuatro ofrecen, según cifras de la literatura técnica, índices de recuperación situados dentro de márgenes económicos. La cercanía relativa del área Chicontepec al campo Quebrache, productor de CO2, y la termoeléctrica de Tuxpan, emisora de gases de combustión, multiplica las fuentes de suministro de CO2.

También se cuenta con un diseño de prueba piloto para inyección de agua en una unidad productiva del campo Soledad.

Como se puede observar, se han realizado esfuerzos para determinar el mejor proceso de recuperación secundaria o mejorada que se adapte a las condiciones de cada campo; sin embargo, se requiere acelerar su determinación y su implementación debido al depresionamiento acelerado que sufren los pozos cuando son puestos a producir.

Con respecto a las actividades de recuperación mejorada se cuentan con pruebas piloto de inyección continua de CO2 en el campo Coyotes, y en forma cíclica en diferentes pozos a lo largo del Paleocanal de Chicontepec, además de algunas pruebas de miscibilidad como la del campo Coapechaca.

IV. Estatus del proyecto

Fotograf铆a: Ing. Elvis Fragoso Rivera.

CNH Comisi贸n Nacional de Hidrocarburos

V. Análisis y estudios adicionales realizados por la CNH A continuación, y como resultado de un estudio realizado por la CNH en el año 2012, se explican las razones por las que se considera que el modelo debe ser complementado con los aspectos señalados.

Sin embargo, esta división no se justifica desde el punto de vista geológico-petrolero ya que un campo petrolero podría tener dos o más yacimientos de hidrocarburos relacionados a una determinada condición geológica (cuenca sedimentaria, estructura, formación, etc).

Separación en zonas

Por lo anterior, es importante considerar que en los límites de esos polígonos que separan a cada campo, existen condiciones geológico-petroleras similares que no justifican una división geométrica como la que se tiene. La división actual fue realizada desde un punto de vista administrativo, dentro del Activo Aceite Terciario del Golfo.

Como se señaló anteriormente, la Cuenca de Chicontepec es una área de gran interés económico-petrolero para México, en donde se encuentra el proyecto ATG dividido en ocho sectores definidos por PEMEX, (Figura 1), los cuales suman un total de 29 campos petroleros, cuyos límites se encuentran definidos por polígonos, como se muestra en la Figura 14.

Figura 14. Polígonos de los campos del Paleocanal de Chicontepec.

V. Análisis y estudios adicionales realizados por la CNH

Debido a la complejidad de este tipo de depósitos geológico-sedimentarios con los que se cuenta en el Paleocanal de Chicontepec, es complicado definir donde comienza y donde termina un campo, sin embargo, se debe plantear una división general, la cual se justifica desde el punto de vista regional, ya que cada sector presenta características sedimentológicas, estratigráficas, estructurales, petrofísicas y de yacimientos comunes. A manera de establecer una división que honre características petroleras, se considera que la cuenca de Chicontepec se divida en tres zonas: Norte, Sur y Central.

por un lado asociadas a zonas de fuerte amplitud presentes en los mapas RMS (Ver Figura 15) que posiblemente no han sido investigadas; así mismo, áreas con escasa cobertura sísmica próximas a campos conocidos. Otras oportunidades podrían estar presentes en el desarrollo de las Brechas Calcáreas del Cretácico, las cuales presentan buenas características petrofísicas, así como un potencial interesante. Dentro del modelo estático se observa que los horizontes Base Terciario, A, B y C del modelo estático (Ver Figura 16) atraviesan eventos sísmicos de reflexión, ya que fueron construidas exclusivamente tomando como base las cimas de estas unidades mediante marcadores en los registros de los pozos, sin

Sísmica Se pueden identificar tipos de áreas de oportunidad a lo largo y ancho del Paleocanal de Chicontepec,

Figura 15. Mapa de Amplitud RMS (Agua Fría).

CNH Comisión Nacional de Hidrocarburos

tomar en cuenta los datos sísmicos. Por lo tanto, sería conveniente realizar una reinterpretación de los horizontes sísmicos. Esta situación tiene un impacto pernicioso muy importante en la construcción del modelo tridimensional de propiedades petrofísicas y en la estimación del volumen original de hidrocarburos. Es por esto que se requiere de una reinterpretación detallada de los horizontes sísmicos, Base de Terciario, A, B y C en el volumen en profundidad, extraer atributos volumétricos de amplitud (por ejemplo RMS) entre los horizontes interpretados, para inferir distribución de facies sedimentarias y utiliza mapas de amplitud como guía para la construcción de un modelo de facies y modelos de propiedades petrofísicas.

detallada de los horizontes sísmicos, Base de Terciario, A, B y C en el volumen en profundidad, extraer atributos volumétricos de amplitud (por ejemplo RMS) entre los horizontes interpretados, para inferir distribución de facies sedimentarias y utiliza mapas de amplitud como guía para la construcción de un modelo de facies y modelos de propiedades petrofísicas. Dentro del volumen sísmico se deben interpretar rasgos estructurales, estratigráficos y de distribución de ambientes de depósito, para facilitar la localización de pozos de desarrollo.

Es por esto que se requiere de una reinterpretación

Figura 16. Unidades de interés e interpretación de horizontes.

V. Análisis y estudios adicionales realizados por la CNH

Aspectos estructurales (sistemas de fallas)

La secuencia mesozoica y la de la base del Paleógeno, están deformados en el campo dúctil, es decir, hubo desarrollo de plegamiento originado por la Orogenia Laramídica.

En la Cuenca de Chicontepec se tienen tres estilos de deformación contrastantes, que corresponden con deformación intraformacional (pliegues y fallas locales, como se muestra en la Figura 17), plegamiento Laramídico (Figura 18) y un sistema de fallas laterales con desarrollo de fracturas.

El origen de los pliegues Laramídico se explica por la dinámica de las placas tectónicas Paleo-Pacífica (Farallón) y la Placa Norteamericana, las cuales tuvieron límites convergentes durante el Cretácico Tardío y el Cenozoico Temprano, dando como resultado la aplicación del esfuerzo principal horizontal en dirección SW-NE.

Durante el proceso de sedimentación ocurrió el rompimiento de estratos y desplazamientos, de bloques con la generación de fallamiento inverso que afecta únicamente al horizonte estratigráfico que se acumuló durante la fase de sedimentación; esta deformación es intraformacional.

Como consecuencia de la deformación Laramídica y por las características geomecánicas de las secuencias calcáreas del Cretácico (mecánicamente compe-

Figura 17. Fallas laterales y sistemas de fracturas.

CNH Comisión Nacional de Hidrocarburos

Figura 18. Plegamiento Laramídico.

tentes), estas secuencias se presentan naturalmente fracturadas.

presivo que originaron estructuras en flor positiva (Figura 19), con un importante desarrollo de fracturas verticales o subverticales.

La secuencia sedimentaria del Jurásico Superior y Cretácico que se encuentra por debajo de la discordancia Base del Terciario, se caracteriza por la presencia de plegamiento con ángulos interflancos se encuentran entre los 140° y 170°, los que cambian de geometría hacia el oriente en las proximidades de la paleo Plataforma de Tuxpan.

Considerando que en las fallas laterales ocurre desplazamiento horizontal entre los dos bloques, algunos cuerpos arenosos afectados por las fallas laterales pierden continuidad lateral; sin embargo, adquieren una relación muy estrecha con la principal ruta de migración que es la falla principal, la zona de falla y las fracturas asociadas.

La posición del Paleocañón de Chicontepec con respecto a la Sierra Madre Oriental, permite explicar el menor nivel de deformación producida por la orogenia Laramídica en la secuencia mesozoica, deformación que se va atenuando hacia el oriente, de igual manera ocurre verticalmente, ya que también se atenúa en la secuencia terrígena de la base del Terciario.

Se interpreta que las fallas laterales y las fracturas originadas al mismo tiempo durante la deformación por cizalla, representan un factor relevante dentro de la evaluación del sistema petrolero, ya que conectan a las rocas generadoras del Jurásico Superior (formaciones Santiago, Tamán y Pimienta) con las secuencias carbonatadas de las formaciones Tamabra y Tamaulipas Superior y a los cuerpos lenticulares arenosos del Grupo Chicontepec, particularmente a los horizontes

El conjunto de fallas y fracturas indica que la zona estuvo sujeta a esfuerzos de cizalla en un sistema trans-

V. Análisis y estudios adicionales realizados por la CNH

Figura 19. Desarrollo de fracturas.

de mayor potencial almacenador que se encuentran entre la discordancias A y B. Las fallas actúan como rutas de migración, además de que en las proximidades de esas discontinuidades hubo un desarrollo de fracturas muy importante (Figura 20), que presentan orientaciones similares a las de las fallas que forman el par conjugado.

El sistema petrolero Chicontepec, es un sistema petrolero híbrido considerando la presencia de un sistema de fallas laterales que forman un par conjugado, además del fracturamiento asociado. Por lo que no se deben perforar pozos en la zona de falla, ya que el riesgo de no encontrar horizontes saturados de hidrocarburos es muy alto al ubicarse sobre las rutas de migración, (Figura 21).

Figura 20. Desarrollo de fracturas.

Figura 21. Rutas de migración.

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Las fracturas originaron de forma local un incremento en la porosidad, lo que mejoró su calidad como potenciales rocas almacenadoras; sin embargo, hay que tomar en cuenta que en el sector norte del Paleocañón de Chicontepec, estas fracturas están cerradas o parcialmente cerradas al estar rellenas de calcita, sobre todo cuando los componentes de la arenisca son fragmentos de caliza.

Análisis sedimentológico-estratigráfico En el Grupo Chicontepec del Paleoceno-Eoceno Inferior, se distinguen diversos atributos estratigráficos y paleo-sedimentarios en tres megasecuencias litoestratigráficas (Inferior, Medio y Superior). Cada megasecuencia presenta atributos distintivos que las caracterizan de la siguiente manera:

Figura 22. Megasecuencia 1.

a) Atributos estratigráficos: Espesor, continuidad lateral y deformaciones estructurales intraformacionales. b) Atributos sedimentarios: Frecuencia de los horizontes areno-arcillosos, espaciamiento lateral, espaciamiento vertical y conectividad.

Figura 23. Megasecuencia 2.

Las megasecuencias litoestratigráficas de las unidades son el resultado de diferentes procesos tectono-sedimentarios durante su depósito: a) Pasivo y nivelador en la Unidad Inferior (Figura 22), con facies arcillosas distales o externas. b) Activo en la Unidad Media (Figura 23), mayor aporte sedimentario con facies medias areno-arcillosas. Figura 24. Megasecuencia 3.

V. Análisis y estudios adicionales realizados por la CNH

c) De colapso en la Unidad Superior (Figura 24), con facies arcillo-arenosas, internas o proximales, por deslizamientos, derrumbes y flujos de escombros dominantemente arcillosos.

rizontes finamente estratificados y laminares, arcillo-limo-arenosos, que se encuentran entre los estratos masivos de areniscas y de calcarenitas altamente cementadas.

Petrofísica

Las tres megasecuencias litoestratigráficas las limitan respectivamente cuatro superficies discordantes: La discontinuidad basal del límite Cretácico-Cenozoico, y la Discordancias A, B y C, que indican períodos intermitentes de sedimentación, con franca progradación y tendencia a acuñarse hacia el Noreste y Sureste, como puede observase en la Figura 25.

Para el cálculo correcto de las propiedades petrofísicas en este tipo de yacimientos, es necesario incorporar información de registros de pozos, cuidando que se utilice la mejor tecnología existente en la industria. Además de los registros convencionales adquiridos, se deben tomar registros especiales como los de Resonancia Magnética, Registros de Alta Resolución, Anisotropía Resistiva, Mineralógicos, Sónicos Azimutales y de Imágenes para obtener los siguientes beneficios

Los depósitos sedimentarios areno-limosos de lóbulos canalizados e interlobulares, que por su geometría, distribución y composición textural, son los más atractivos como potenciales rocas almacenadoras de hidrocarburos.

a) Modelo mineralógico acorde a la litología compleja con la que se cuenta en este tipo de depósitos (cuarzo, calcita, arcilla, feldespatos, etc.).

Se requiere diseñar un modelo tridimensional por zonas, considerando los campos adyacentes, así mismo evaluar el potencial almacenador de los ho-

Figura 25. Línea sísmica Agua Fría.

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b) Detección zonas con arenas laminadas, para un cálculo adecuado de espesor neto impregnado.

tipos de roca y unidades petrofísicas presentes en toda la cuenca.

c) Cuantificación del volumen de hidrocarburos enfocada a una mejor estimación de reservas y factor de recuperación, incluyendo zonas con potencial petrolífero.

En conclusión es necesaria la inclusión de más información al modelo estático para seleccionar las mejores zonas para la perforación, terminación y reparación de pozos, diseñar las trayectorias de los pozos, seleccionar los mejores intervalos para la explotación de hidrocarburos, diseñar el fracturamiento más adecuado de acuerdo a las características de la zona, mejorar la estimación, los volúmenes de hidrocarburos, seleccionar el área en la que se debe construir la macropera para facilitar la perforación, identificar los patrones de flujo necesarios para un proceso de recuperación secundaria o mejorada, entre otros beneficios.

d) Echados estructurales robustos y consistentes con la información de medición de echados de alta resolución para la detección de discordancias. e) Anisotropía Resistiva (Rv vs. Rh) enfocado al cálculo de Sw. f) Mejores modelos de interpretación.

Minería de datos

g) Correlaciones entre pozos.

La minería de datos proporcionará información que permitirá tomar mejores decisiones sobre la estrategia de explotación y como consecuencia incrementar la rentabilidad del área de Chicontepec.

h) Identificación de litofacies, radios de garganta de poro, tipos de roca y unidades de flujo. i) Identificación de la anisotropía en la Permeabilidad (Kv vs. Kh).

Por ejemplo contar con una megasecuencia como la que se muestra en la Figura 26, ayuda a identificar las áreas en las que se espera obtener mayor recuperación de aceite y tomar las decisiones que permitan llegar a éstas de manera prioritaria para el beneficio del proyecto.

Por lo que se debe utilizar un modelo de interpretación petrofísica para formaciones arcillosas que incluya cuarzo y calcita, así como recalcular con la nueva información proveniente de registros convencionales y especiales, e información de núcleos. Lo anterior para obtener un modelo petrofísico (litológico y de fluidos) más preciso.

La CNH recomienda que debido a la gran cantidad de información con la que cuenta el área de Chicontepec, se debe implementar la minería de datos, para

Asimismo, en relación a los valores de corte, se deberán desarrollar metodologías para fundamentarlos por campo, debido a las variaciones geológicas que existen en este tipo de yacimientos, así como por los

V. Análisis y estudios adicionales realizados por la CNH

Figura 26. Ejemplo de producción de aceite a recuperar por pozo en el campo Tajín.

ramientos a nivel mundial por lo que se puede establecer que esta tecnología es una práctica común. Por esta misma razón, la industria ya trata sobre su optimización en los foros internacionales. Es decir, los trabajos presentados por las diferentes compañías y academias ya no se refieren a la implantación de nuevas tecnologías o nuevos procesos, sino de su mejora. Algunos temas recurrentes son la creación de modelos para simular la interferencia entre fracturas, tanto de las creadas como de las ya existentes en la formación; estudios estadísticos avanzados, tales como minería de datos a raíz de la cantidad de información existente a fin de encontrar tendencias; combinación de técnicas de monitoreo o novedades en las técnicas ya conocidas; optimización de espaciamiento entre fracturas, volumen de apuntalante, entre otros.

poder detectar desviación, tendencias y patrones ocultos en los datos.

Pozos horizontales multifracturados Con la combinación de pozos horizontales multifracturados y un modelo estático más robusto, se podrían identificar los cuerpos productivos a conectar y en consecuencia, reducir el número de pozos a perforar junto con la disminución de la infraestructura asociada, logrando una optimización en las inversiones y costos del proyecto que generaría mayor rentabilidad. Los fracturamientos siguen siendo parte central de la explotación del PATG. Este procedimiento no es nuevo en la industria petrolera; el primer “experimento” de fracturamiento se realizó en 1947 y el proceso fue comercialmente aceptado en 1950. Desde entonces, se han realizado millones de trabajos de fracturamiento; la Society of Petroleum Engineers (SPE) estima que se han realizado 2.5 millones de fractu-

Si bien PEMEX ha realizado miles de trabajos de fracturamiento en el PATG, siendo algunos de ellos novedosos y exitosos tales como el realizado en los pozos horizontales Escobal 195 y 197 (Zipper Frac), es nece-

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saria una selección e implementación de tecnología de manera sistemática y analítica; de tal forma que se pueda establecer con un grado de certidumbre aceptable el tipo de fracturamiento que cada campo requiere, incluyendo el proceso de selección de las técnicas y fluidos de fracturamiento, si su aplicación a gran escala es posible. Lo anterior también se deriva a la falta de un conocimiento profundo del subsuelo.

PEMEX, debido a la importante presencia de calcarenitas en algunos sectores del proyecto ATG, el cual es único en su tipo. Es probable que se requieran técnicas novedosas, utilizando “híbridos” de las tecnologías ya existentes.

Análisis de núcleos Se considera necesario que la información de núcleos que ha sido obtenida de los pozos del área de Chicontepec, correlacionada con la información adquirida de registros de pozos, sea utilizada en la generación de un modelo más confiable y robusto que permita caracterizar mejor las formaciones productoras.

Antes de que Pemex continúe con la tendencia de la industria, e ingrese a la etapa de optimización, es necesario que desarrolle su propia curva de aprendizaje. Es claro que también se puede aprender de las experiencias de otros países, incluyendo los aspectos de seguridad industrial y ambiental debido a los grandes volúmenes de materiales (tales como agua y apuntalantes) que se requieren en cada trabajo.

Por ejemplo, en la Figura 27, se muestran rangos de variación de porosidad y permeabilidad, en donde se puede determinar la existencia de una posible relación directa entre ambas; sin embargo, para un mismo valor de porosidad se pueden tener variaciones

El tema de fracturamiento ácido debe tratarse por

Figura 27. Datos de porosidad y permeabilidad de núcleos por campos.

V. Análisis y estudios adicionales realizados por la CNH

Figura 28. Datos de porosidad y permeabilidad por unidad geológica.

de permeabilidad considerables. Así mismo se realizaron gráficos de porosidad y permeabilidad por formación geológica (Figura 28).

A partir de los resultados de los análisis de núcleos (Difracción de Rayos X) se identifica que en general se tienen dos minerales principales, en porcentajes similares, cuarzo y calcita, (Figura 29). Debido a lo anterior, es de vital importancia obtener con registros geofísicos especiales a fin de modelar de manera adecuada el contenido de minerales en la formación.

Por lo tanto, no es posible desarrollar una ecuación de permeabilidad únicamente en función de porosidad; es necesario involucrar otras variables, existiendo así la necesidad de determinar tipos de roca y unidades de flujo en el o los yacimiento(s).

También se puede observar que se tiene arcilla, plagioclasa y, en menor porcentaje, dolomita, feldespato y pirita. La cantidad de arcilla no es tan alta en los intervalos arenosos; en promedio se tiene un 8%.

Con la información disponible se deben generar radios de garganta de poro para cada uno de los campos y posibles unidades que componen el Paleocanal de Chicontepec, aunque se sabe que por el modelo sedimentológico, existe poca continuidad lateral de las unidades.

Cabe mencionar que estas gráficas de núcleos se deben afinar conforme se trabaje por campo, es prescindible desarrollar un modelo petrofísico por campo. La composición promedio de los tipos de arcillas presen-

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tes en el campo, consta de tres tipos, siendo los de mayor porcentaje la Illita, Caolinita y Clorita (Figura 30). Es importante la consideración de dichos tipos de arcillas para las estimulaciones a realizar en los pozos.

Arcilla total 8 % Pirita 1 % Dolomita 4 % Ankerita 2 %

Cuarzo 33 %

Volumen original de hidrocarburos Durante el diagnóstico realizado por la CNH en abril del 2010, con respecto al volumen original, PEMEX no contaba con un modelo estático desarrollado en su totalidad. Actualmente, PEMEX ya cuenta con este modelo más robusto, lo cual representa un avance significativo en el conocimiento del subsuelo. Es importante mencionar que actualizar constantemente este tipo de modelos es una práctica internacional en la industria, con el objeto de reducir la incertidumbre conforme avanza el tiempo.

Calcita 44 % Feldespato 1 % Plagioclasa 7 %

Figura 29. Datos de “Difracción de Rayos X”.

Tipos de Arcilla (Promedio)

Para el proceso de reservas de 2012, Pemex calculó un volumen original del Paleocanal de Chicontepec con valor de 81,493 mmb de crudo. Al revisar el modelo estático presentado por PEMEX , se encontró que el modelo reproduce un volumen de 81,952 mmb de crudo, que representa el 99% del volumen original calculado.

Esmectita 18 % Ilita +Mica 43 % Clorita 21 %

Caolinita 18 %

Los resultados de la incorporación de los valores de volumen original por sectores, las áreas adicionadas (norte y sur) de la Formación geológica de Chicontepec y el volumen incorporado de las Brechas de Chicontepec, se muestran en la Tabla 7.

Figura 30. Datos sobre “Tipos de Arcillas”.

En conclusión, estimados dentro del modelo estático de Pemex, se encuentra que:

V. Análisis y estudios adicionales realizados por la CNH

Formación Chicontepec

Modelo Estático Petrel (mmb)

Resevas Pemex (mmb)

Sitio-Tenexcuila

19,154.0

28,398.1

Sector -2

Soledad-Coyotes

5,237.0

4,783.2

Sector -3

Amatitlán-Agua Nacida

9,665.0

13,160.2

Sector -4

Miquetla-Miahuapan

6,260.0

6,721.9

Sector -5

Coyol-Humapa

8,414.0

8,530.1

Sector -6

Agua Fría-Coapechaca

5,443.0

4,714.1

Sector -7

Tajín-Corralillo

3,409.0

4,139.6

Sector -8

Presidente Alemán - Furbero

7,533.0

11,045.3

65,115.0

81,492.6

Sector

Nombre

Sector -1

SubTotal Extensión Norte

7,403.0

Extensión Sur

397.0

SubTotal Formación Brecha

72,915.0

Sector 8 Brecha

8,898.0

Ext. Sur Brecha

139.0

Total

81,952.0

81,492.6

Tabla 7. Comparación del volumen original entre el modelo estático y las reservas oficiales de Pemex, para el proyecto del paleocanal de Chicontepec.

• El volumen original (Vo) de los Ocho Sectores de Chicontepec es de 65,115 mmb, esto sin contar la extensión de áreas ni la incorporación del Vo de la Brecha. • El volumen original de las dos áreas nuevas (Norte y Sur) es de 7,800 mmb.

• El volumen original de la Brecha del Área Nueva Sur es de139 mmb.

• El total de volumen original en Chicontepec dentro del modelo estático es de 81,952 mmb.

Similarmente, es importante mencionar que es práctica internacional la incorporación de estudios que permitan reducir la incertidumbre en la estimación del volumen original de hidrocarburos, lo cual se verá reflejado en una estrategia más adecuada para la ex-

• El volumen original de la Brecha de Presidente Alemán-Furbero es de 8,898 mmb.

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plotación de las diferentes áreas considerando la alta heterogeneidad de éstas.

Participación Nacional 1P Reservas Gas 1P ATG

Reservas 1P de hidrocarburos De acuerdo al dictamen relativo a la aprobación de los reportes de evaluación o cuantificación de las reservas probadas (1P) de hidrocarburos elaborados por Petróleos Mexicanos y al visto bueno a los reportes finales de las certificaciones de las mismas realizadas por terceros independientes, las reservas 1P de aceite para Chicontepec (al primero de enero de 2013) representan el 6.3% de las reservas totales 1P de aceite a nivel nacional y las reservas 1P de gas para Chicontepec (al primero de enero de 2013) representan el 5.5% de las reservas totales 1P de gas nacional. Las Figuras 31 y 32 representan la participación nacional de las reservas 1P de Chicontepec para aceite y gas.

Resto 94.5 %

Figura 32. Participación nacional de las reservas de gas 1P al primero de enero 2013.

Terceros Independientes para las reservas 1P al 1 de enero de 2013 del proyecto Aceite Terciario del Golfo.

Perfiles volumen de gas.

En las Figuras 33 y 34 se presentan los perfiles de volumen a recuperar de aceite y gas de PEMEX y los

Como puede notarse, las diferencias en los volúmenes de reservas de PEMEX y el Certificador son marginales; sin embargo, se recomienda que Pemex y el Certificador trabajen en una mejor definición del plan de explotación que permita tener los perfiles de producción más consistentes entre ambos.

Participación Nacional 1P Reservas Aceite 1P ATG

Resto 93.7 %

ATG 5.5 %

La relación reserva-producción, que describe el número de años que las reservas totales o incrementales certificadas podrían sostener el ritmo de producción actual de un país, se define como el cociente entre la reserva remanente al primero de enero de 2013 y la producción total del 2012.

ATG 6.3 %

Por lo anterior, la relación de reserva-producción para ATG en términos de petróleo crudo equivalente es

Figura 31. Participación nacional de las reservas de aceite 1P al 1 de enero 2013.

V. Análisis y estudios adicionales realizados por la CNH

Volumen de aceite (mmb) 50

Certificadores

1 enero de 2013 - 1P

30 20 10

Aceite

mmb 2013-2050

2049

2047

2045

2043

2041

2039

2037

2035

2033

2031

2029

2027

2025

2023

2021

2019

2017

2015

2013

Diferencia respecto a Reservas

Certificadores

628.4

Pemex Reserva 1P

636.8

1.3%

Figura 33. Perfiles de volumen de aceite.

Perfiles volumen de gas. Volumen de gas (mmmpc) 70 60 50 40 30 20 10 0

Certificadores

Gas

mmmpc 2013-2050 928.0

Pemex Reserva 1P

860.4

-7.9%

CNH 46

2049

2047

2045

2043

2041

Diferencia respecto a Reservas

Certificadores

Figura 34. Perfiles de volumen de gas.

Comisi贸n Nacional de Hidrocarburos

2039

2037

2035

2033

2031

2029

2027

2025

2023

2021

2019

2017

2015

2013

1 enero de 2013 - 1P

de 23.7 años, considerando una producción de 35.4 millones de barriles de petróleo crudo equivalente en el año 2012. En lo referente al aceite, se consideró una producción de 25.1 millones de barriles en el año 2012, por lo que la relación reserva-producción alcanRelación Reserva-Producción (años) (1-enero-2013)

zó un valor de 25.4 años. El gas natural presenta una relación reserva-producción de 17.3 años, asumiendo una producción de 54.5 miles de millones de pies cúbicos de gas natural en el año 2012.

1P Aceite

1P Gas

1P PCE

25.4

17.3

23.7

Tabla 8. Relación Reserva-Producción ATG.

Finalmente, es de destacar que las reservas 1P de ATG se incrementaron, al pasar de 743 a 837.3 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, del primero de enero del 2012 al primero de enero del 2013. Reservas 1P (1-enero-2013)

Reservas 1P (1-enero-2012)

Aceite mmb

Gas mmmpc

PCE mmb

Aceite mmb

Gas mmmpc

PCE mmb

636.8

945.0

837.3

568.3

880.8

743.0

Tabla 9. Reservas 1P 2013 y 2012.

V. Análisis y estudios adicionales realizados por la CNH

Fotograf铆a: Ing. Elvis Fragoso Rivera.

CNH Comisi贸n Nacional de Hidrocarburos

VI. Conclusiones y recomendaciones A continuación se presentan las conclusiones y recomendaciones de las áreas relevantes de este análisis.

ya que cada uno de estos sectores presenta características sedimentológicas, estratigráficas, estructurales, petrofísicas y de yacimientos, similares.

CONOCIMIENTO DEL SUBSUELO •

MINERÍA DE DATOS

La Megasecuencia 2 tiene mayor probabilidad de contener los mejores cuerpos almacenadores del Terciario.

•

Existen producciones acumuladas que también corresponden a la formación del Cretácico Tamabra.

•

Se deben identificar posibles rutas de migración y calcular la distancia correspondiente a la cual no es factible encontrar hidrocarburos, para evitar perforar en dichas zonas.

•

Debido a las características de este tipo de yacimientos turbidíticos, es necesario adquirir registros de Resonancia Magnética, Anisotropía Resistiva, Imágenes, Registros de Alta Resolución, Mineralógicos y Sónicos Azimutales que permitan mejorar el análisis de valores de corte para integrarlos al modelo estático.

•

Con la gran cantidad de información existente se puede usar una herramienta de minería de datos para identificar los patrones de éxito y fracaso en las prácticas de ubicación de localizaciones a perforar.

•

Las herramientas de minería de datos, al utilizar técnicas de estadística avanzada soportadas por métodos probabilísticos como Montecarlo y Jerarquización Bayesiana, pueden generar un portafolio óptimo de localizaciones a perforar.

PERFORACIÓN • Es necesario perforar pozos horizontales o sub-horizontales para contactar más fracturas naturales. • Se debe trabajar en la identificación de los cuerpos productivos a conectar, que pudieran apoyar en la redución del número de pozos a perforar y su infraestructura asociada.

• Realizar un modelo estructural involucrando fallas laterales, sistemas de fracturamiento y microfracturamiento.

FRACTURAMIENTO Y TERMINACIÓN

DIVISIÓN DEL PALEOCANAL EN TRES ZONAS •

Existen condiciones geológico-petroleras que no justifican una división geométrica como la que se tiene.

• Encontrar el arreglo óptimo: espaciamiento horizontal y vertical, trayectorias, etapas de fracturamiento, y suministros a utilizar (fluidos, apuntalante, etc.).

•

Se considera pertinente que la cuenca de Chicontepec se divida en tres zonas para honrar las características petroleras: Norte, Central y Sur,

•

Establecer el tipo de fracturamiento mas adecuado por campo o zona.

VI. Conclusiones

VOLÚMENES Y RESERVAS •

•

PEMEX cuenta con un modelo estático más robusto, lo cual representa un avance significativo en el conocimiento del subsuelo. En necesario continuar con la incorporación de estudios que permitan reducir la incertidumbre en la estimación del volumen original de hidrocarburos, esto se verá reflejado en una estrategia más adecuada para la explotación de las diferentes áreas considerando la alta heterogeneidad de éstas. Debido a que cada sector presenta características particulares a nivel sedimentológico, estratigráfico y de tipo de roca, se deben considerar diferentes valores de corte en el análisis petrofísico, para los distintos campos del Paleocanal. En el modelo geoestadístico se utilizó una distribución estocástica de propiedades con características uniformes en cada intervalo; situación que no corresponde con el modelo geológico, por lo que se recomienda sea revisado.

•

Se debe trabajar de manera más acelerada en la definición de los métodos de recuperación secundaria y/o mejorada a implementar, que sustente los valores actuales de reservas posibles de hidrocarburos y en su caso llevarlos a sustentar reserva probable en el corto plazo.

•

El desarrollo del personal de manera multigeneracional es necesario para mejorar y transmitir e incrementar el conocimiento que permita maximizar el valor económico del proyecto.

•

En caso de que se genere modificación sustantiva del proyecto conforme a los lineamientos técnicos para el diseño de los proyectos de exploración y explotación de hidrocarburos y su dictaminación, PEMEX deberá obtener el dictamen de la CNH respecto del proyecto modificado.

Como pudo notarse en la Tabla 4, es necesaria la aplicación de la metodología VCD y los resultados de los laboratorios de campo para la selección óptima de explotación de Chicontepec, la definición de perfiles de producción y la estimación de los costos del proyecto, que permitan mayor certidumbre en los indicadores económicos de éste.

Las diferencias en los volúmenes de reservas de PEMEX y el Certificador son marginales; sin embargo, se recomienda que ambos trabajen en la mejor definición del plan de explotación que permita obtener los perfiles de producción más consistentes entre los dos.

De acuerdo a lo presentado en las Figuras 12 y 13, es necesario revisar consistencia en las cifras de inversión y gastos de operación del plan de explotación, presentadas en los procesos de reservas y de proyectos.

Se debe asegurar la relación de los resultados de los Laboratorios Integrales de Campo y el mapa tecnológico con el plan de explotación.

CNH Comisión Nacional de Hidrocarburos

El plan de explotación debe continuar sustentando los valores de reserva de hidrocarburos.

INDICADORES ECONÓMICOS

ADMINISTRACIÓN DEL PROYECTO •

•

SEGURIDAD INDUSTRIAL •

Cualquier anomalía que se detecte en materia de seguridad industrial debe corregirse para evitar situaciones que pongan en riesgo al personal y las instalaciones.

PROTECCIÓN AMBIENTAL •

Se debe acreditar que se cuenta con las autorizaciones en materia de medio ambiente respecto de las actividades descritas en el proyecto o, en su caso, presentar el programa de actualización de autorizaciones que cubran las actividades y el área total del proyecto.

VI. Conclusiones

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