campos maduros en méxico · tanto la información como la exposición que se presentará a...

Campos Maduros en MéxicoGaspar Franco Hernández

Tanto la información como la exposición que se presentará a continuación sonresponsabilidad únicamente de su expositor y no representa necesariamente laposición institucional de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, que reservasu posición e información oficial a los contenidos difundidos a través de losportales institucionales: https://www.gob.mx/cnh, www.rondasmexico.gob.mx,https://portal.cnih.cnh.gob.mx y además de los publicados en el Diario Oficial dela Federación.

Aviso límite de responsabilidad

Rec

urso

s en

Méx

ico

Fuente: Mexico’s Energy Reform, Dr. Edgar Rangel-German, Houston septiembre 2014.

Res

erva

s y

Rec

urso

s (miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalente)

*Los totales pueden no coincidir por redondeo.

Fuente: CNH Base de datos al 1 de enero de 2018CNH Base de datos al 31 de diciembre de 2017

CuencaReservas Recursos

1P 2P 3PConv. No Conv.

(90%) (50%) (10%)

Sureste 7.1 11.9 17.2 14.5Tampico-Misantla 0.9 3.4 6.4 2.3 34.7Burgos 0.2 0.3 0.4 3.2 10.8Veracruz 0.2 0.3 0.5 1.4 0.8Sabinas 0 0.01 0.01 0.4 13.9Aguas Profundas 0.1 0.2 0.9 27.8

Plataforma de Yucatán1.8

Cinturón Plegado de Chiapas 1.2

Total 8.5 16.2 25.5 52.6 60.2

Algunos retos para MéxicoYacimientos Naturalmente

Fracturados Chicontepec Campos Maduros Aguas Profundas

Abandono de campos EOR / IOR Crudo pesado y extrapesado Shale oil / shale gas

Fuente: http://inteligenciapetrolera.com.co

Fuente: Rangel Germán, E. R., & Franco Hernández, G. (2013). El reemplazo generacional de ingenieros y geocientíficos en el 2nd Annual Latam Oil & Gas Human Capital. Comisión Nacional de Hidrocarburos.

Fuente: Rangel Germán, Edgar (2015). IOR-EOR: Una oportunidad histórica para México. Distrito Federal

Fuente: http://espejosresistencia.blogspot.com Fuente: http://www.grupor.com.mx/blog/vessel/bicentenario/Fuente: CNH

Fuente: Avitua, P., & Gaspar, F. (2018). Fracturamiento hidráulico: Perspectiva en México, beneficios e implicaciones.Comisión Nacional de Hidrocarburos.

Síntomas

La extracción de petróleo en campos madurosconlleva grandes retos como lidiar con elenvejecimiento de las instalaciones ydecidir sobre la asignación deinversiones para desarrollar reservasnuevas. El aspecto económico es el que rige laextracción de estos campos.

Fuente: Rangel Germán, Edgar (2015). IOR-EOR: Una oportunidad histórica para México. Distrito Federal.

Fuente: http://www.letramedia.cl/?p=1117

Síntomas de envejecimiento de

un campo

• Declinación de la presión• Incremento en el flujo fraccional del agua• Producción de arena• Reducción en los ritmos de producción

Definiciones

Curtis L., Golike (2014). New Opportunities in Old Fields. PetroSkills, LLC and MHA Petroleum Consultants, Inc.T. Babadagli (2005). SPE 93884 Mature Field Development-A Review. Society of Petroleum Engineers.

T. Babadagli (2005). SPE 93884 Mature Field Development-A Review. Society of Petroleum Engineers.Rangel Germán, Edgar (2015). IOR-EOR: Una oportunidad histórica para México.Curtis L., Golike (2014). New Opportunities in Old Fields. PetroSkills, LLC and MHA Petroleum Consultants, Inc.

Otras definiciones

Aquél donde su producción ha alcanzado su máximo de producción y hacomenzado a declinar

Yacimiento o campo que presenta uno o más periodos de declinación de laproducción después de la etapa de desarrollo

Aquél que alcanzó su pico de producción y ha comenzado su periodo dedeclinación.

Fuente: Hull, Rob (2012). Mature Fields : What is a mature field?. http://halliburtonblog.com/what-is-a-mature-field/

Curtis L., Golike (2014). New Opportunities in Old Fields. PetroSkills, LLC and MHA Petroleum Consultants, Inc.

Rangel Germán, Edgar (2015). IOR-EOR: Una oportunidad histórica para México.

Otras definiciones

Wood Mackenzie

Definición Campo maduro con una reserva

remanente <= 33%

+ 4,500 camposA nivel mundial

DAKS IQ

DefiniciónLa etapa de madurez es el periodo final de la

producción inicial y se caracteriza por una producción relativamente baja con respecto al

pico y un marcado grado de declinación.

+ 350 camposA nivel mundial

Panorama internacional

Producción mundial de aceite al 2do trimestre de 2018

Información de la Agencia Internacional de Energía[1].

~ 99 [MMbd]

Se estima que aproximadamente el 70% de la producción mundial proviene de Campos

Maduros[2], es decir, ~69 MMbdFuente: https://www.oilandgasmagazine.com.mx/2016/02/el-congreso-panamericano-de-campos-maduros-regresa-a-boca-del-rio-veracruz-el-17-18-de-febrero/

[1] International Energy Agency, Oil Market Report: https://www.iea.org/oilmarketreport/omrpublic/[2] Curtis L., Golike (2014). New Opportunities in Old Fields. PetroSkills, LLC and MHA Petroleum Consultants, Inc

Cada año, el mundo necesita reemplazar 3MMbd que se pierden porla declinación de la producción en Campos Maduros, mientas que serequiere satisfacer el crecimiento en la demanda mundial. Equivalentea reemplazar la producción de México en 1.7 veces.

https://www.iea.org/oilmarketreport/omrpublic/

De los más de 750 campos existentes en México,

alrededor de 485 pueden considerarse como Maduros.

294Campos de Aceite

191Campos de Gas

432Tierra

53Costa Afuera

485

941 Terrestres

104Marinos

93 Aceite

11 Gas

1,045yacimientos

440 Aceite

501 Gas

Fuente: CNH con datos de la Base de Reservas actualizada al 1 de enero de 2018.

Vol

umen

Ori

gina

lVolumen Original 3P de Aceite Nacional: Volumen Original 3P de Gas Natural Nacional:


81%Campos Maduros196,860 MMb

87%Campos Maduros230,491 MMMpc

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

1960

-01

1960

-10

1961

-07

1962

-04

1963

-01

1963

-10

1964

-07

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-04

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-01

1966

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-07

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-04

1969

-01

1969

-10

1970

-07

1971

-04

1972

-01

1972

-10

1973

-07

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-01

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-07

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-04

1978

-01

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-07

1980

-04

1981

-01

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-04

1984

-01

1984

-10

1985

-07

1986

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1987

-01

1987

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1988

-07

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-04

1990

-01

1990

-10

1991

-07

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1993

-01

1993

-10

1994

-07

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-04

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-01

1996

-10

1997

-07

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1999

-01

1999

-10

2000

-07

2001

-04

2002

-01

2002

-10

2003

-07

2004

-04

2005

-01

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2016

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-01

2017

-10

2018

-07

Prod

ucci

ón d

e ac

eite

(MBD

)

Pro

ducc

ión

Nac

iona

lLa participación de Campos Maduros es la siguiente:

~96% en Aceite.~98% en Gas.

Fuente: CNH con datos de la Base de Reservas actualizada al 1 de enero de 2018 y Portal de Estadística de la CNH.

Top en Aceite

1. Maloob

2. Zaap

3. Ku

4. Xanab

5. Xux

Top en Gas

1. Akal

2. Xux

3. Ku

4. Zaap

5. Maloob

53% de la producción

nacional.

46% de la producción

nacional.

Otros Campos

CantarellKu

~ 1,823MbdNacional en 209 campos

(septiembre 2018)

Maloob

Zaap Xanab

Xux

Pro

ducc

ión

Acu

mul

ada

Producción Acumulada 3P de Aceite Nacional:

Producción Acumulada 3P de Gas Natural Nacional:


Otros Campos1%

99%Campos Maduros~ 44,637 MMb

Otros Campos1%

99%Campos Maduros

~ 81,993 MMMpc

Pro

ducc

ión

acum

ulad

a A-0004 (Agua Fría)A-0321 (Tajín)

A-0103 (Corralillo)

A-0032 (Ayatsil)

A-0375 (Zaap)A-0369 (Xanab)

A-0203 (Maloob)

A-0183 (Ku)

A-0008 (Akal)

1

10

100

1,000

10,000

100,000

-10% 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%

Volu

men

rem

anen

tede

ace

ite(m

mb)

Factor de rec. actual / Factor de rec. final esperadoFuente: CNHBurbujas en color: Producción acumulada (mmb).

Inicio de desarrollo Desarrollo Maduros

La mayoría de los yacimientos productores de aceite se encuentran en etapa madura.

Res

erva

s

CamposReservas 1P Reservas 2P Reservas 3P

Aceite Gas PCE Aceite Gas PCE Aceite Gas PCEmmb mmmpc mmb mmb mmmpc mmb mmb mmmpc mmb

Reservas Nacionales 2018 757 6,464 10,022 8,484 12,281 19,378 16,162 19,420 30,020 25,467

Participación de Campos Maduros 63% 74% 82% 76% 69% 78% 71% 61% 69% 63%

Asignaciones 365 4,294 7,215 5,771 7,494 13,232 10,202 10,765 18,477 14,568

Migraciones y Farmouts 28 412 487 511 839 1,096 1,050 969 1,489 1,246

Contratos 63 4 130 30 8 204 47 9 286 65Futuras Licitaciones (3.2 y 7 Asociaciones) 29 84 428 179 109 592 243 109 592 243

Reservas en Campos Maduros* 485 4,793 8,260 6,491 8,450 15,124 11,541 11,850 20,844 16,121

• Más de la mitad de las Reservas Nacionales en todas su clasificaciones se encuentran en Campos Maduros.

• Pemex cuenta con el mayor número de Campos Maduros en Asignaciones.


*Para los valores de los Campos Maduros en Contratos de las Licitaciones 1.3, 2.2 y 2.3 se tomaron los últimos valores oficiales, no necesariamente al 1 de enero de 2018.

Vol

umen

Ori

gina

l vs

Pro

ducc

ión

Acu

mul

ada

Act

ual


Aceite

Vo Aceite Producción Acumulada actual

Gas Natural

Vo Gas Natural Producción Acumulada actual

~ 82,375 MMMpc

~ 44,731 MMb

~ 199,185 MMb

~ 182,662 MMMpc

20.9%

0.3%

36.8%

26.6%

1.2%

42.5%

3.3%1.2%

54.4%

1.8% 0.6%

9.2%13.7%

4.4%1.5%

37.1%

34.7%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

Fr actual

Promedio Internacional en Clásticos.

Promedio Internacional en Carbonatos.

Cam

pos

Mad

uros

con

may

ores

Res

erva

s de

Ace

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0 500 1000 1500 2000 2500 3000

Maloob

Zaap

Akal

Ku

Onel

Balam

Corralillo

3P 2P 1P

Reservas de aceite (MMb)

Campo LitologíaMaloob

CarbonatosZaapAkalKu

OnelBalam ClásticosCorralillo


Cam

pos

Mad

uros

con

may

ores

Res

erva

s de

Gas

Nat

ural

0 500 1000 1500 2000 2500

Akal

Maloob

Jujo-Tecominoacán

Zaap

Onel

PresidenteAlemán

Tajín

Remolino

Miquetla 3P 2P 1P

Campo LitologíaAkal

CarbonatosMaloob

Jujo-TecominoacánZaapOnel

Presidente Alemán

ClásticosTajínRemolinoMiquetla


61.7%

10.0%

3.4%

22.7%

0.1%

38.5%36.7%

30.7%

3.3%9.3%

4.7%10.5%

0.5% 1.9%

69.5%

68.4%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

Fr actual

Promedio Internacional en Clásticos.

Promedio Internacional en Carbonatos.

Reservas de Gas Natural (MMMpc)

Clásticos (Aceite) Carbonatos (Aceite) Clásticos (Gas) Carbonatos (Gas)

37.1% 34.7%

69.5%68.4%

16% 23%

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22%27%

65%

60%

Inte

rnac

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l

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Inte

rnac

iona

l

Actu

al

Espe

rado

• En el supuesto donde los yacimientos con un Fr menor al promedio internacional se incrementaran a dicho promedio, se podríanrecuperar volúmenes de alrededor del 70% del volumen recuperado de aceite y 90% del volumen recuperado de gas a la fecha.

• Campos donde se tiene certeza de que el volumen está ahí.

Fact

or d

e R

ecup

erac

ión

prom

edio

Llevando el Fr al promedio internacional de 36%, se podría recuperar un volumen incremental de hasta ~30,000 MMb.

Llevando el Fr al promedio internacional de 69%, se podría recuperar un volumen incremental de hasta ~78,000 MMMpc.

Fuente: CNH con datos de la Base de Reservas actualizada al 1 de enero de 2018.DAKS IQ.

Vol

umen

Ori

gina

l 3P

vs

Pro

ducc

ión

Acu

mul

ada

Posi

ble


Vo Aceite Producción Acumulada posible Vo Gas Natural Producción Acumulada posible

Aceite Gas Natural

~ 169,185 MMb

~ 160,376 MMMpc

~ 104,662 MMMpc

~ 74,731 MMb

Algunos retos en Campos Maduros

Pozos

• Integridad de pozos.• Producción de fluidos no

deseados (agua) y de sólidos (arena).

• Daño en la Formación.

Yacimientos

• Declinación de la presión.• Reservas no producidas.• Implementar y optimizar

estrategias de recuperación secundaria y mejorada.

• Exceso de producción de agua.

Abandono

• Integridad de pozos e instalaciones.

• Planeación y calendarización de las actividades.

• Costo y alternativas económicas.

* Contrarrestar la constante declinación en estos campos.

* Invertir para mantener la producción actual, de ser posible incrementarla.

* La toma de decisiones rápidas y acertadas para invertir de manera eficiente con el menor riesgo posible.

Tecnologías

Existen diversas tecnologías que pueden ser implementados en los

Campos Maduros.

Reprocesado y reinterpretación sísmica: permite validar los volúmenes existentes y su complejidad de extracción así como descubrir nuevas oportunidades (reservas) que antes no se conocían.

Tecnologías aplicables a nivel pozo: revaluación petrofísica, nuevos registros geofísicos, análisis de integridad de tuberías de revestimiento, análisis de presiones y contactos e integración de información

histórica con nuevos datos.

Revaluación petrofísica de pozos: detección de zonas por explotar que se omitieron por métodos de evaluación convencionales.

Evaluación de pozos antiguos con registros nuevos: evaluación de saturación, determinar declinación y movimiento de contactos, monitoreo del frente de inyección, localizar hidrocarburos

pasados por alto.

Integridad de la cementación: permite conocer si es factible realizar intervenciones a pozos, reentradas, etc.

Simulación de estimulaciones y reparaciones: análisis del método e impacto de las estimulaciones a pozos.

Perforación de relleno (Infill drilling): estudio de la factibilidad de perforar pozos de relleno para producir zonas que hayan quedado sin drenar.

Integración de información: se trata de la integración de toda la información disponible para identificar nuevas oportunidades.

1

2

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4

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7

8

Por lo que operadoras y empresasde servicios deberán definir lacombinación tecnológica paraobtener el máximo valor de loscampos.

Tecnologías

Fuente: Base de datos DAKS IQ.

Caracterización de hidrocarburos remanentes.

• Simulación de yacimientos.• Análisis de núcleos.• Análisis de registros.

Recuperación secundaria. • Inyección continua de agua.• Re-inyección de gas.

Recuperación mejorada (EOR). • Inyección de polímeros.• Inyección continua de vapor.• Inyección de hidrocarburos miscibles• Inyección de CO₂.• Inyección alternada de agua y gas (WAG).

Administración y mejoramiento de la producción.

• Aislamiento de zonas de agua.• Modificación del patrón de inyección.• Control de agua y abandono de pozos con alto corte de agua.

Administración del yacimiento en perforación.

• Pozos horizontales.• Perforación de relleno (infill drilling).• Sidetracking.

Administración del yacimiento en estimulación.

• Acidización matricial.• Fracturamiento hidráulico de una etapa.• Fracturamiento ácido.

Sistemas artificiales de producción. • Bombeo mecánico.• Bombeo Electrocentrífugo.• Bombeo Neumático.

Otros métodos. • Re terminaciones, re disparos.• Inhibidores de incrustaciones orgánicas y de corrosión.• Control de CO₂ y H₂S.• Control de arena

Casos

Desarrollo: 1971-75

Plateau:1976-78

Declinación:1979-87

Rejuvenecimiento:1989-99

Segundo Plateau:2000-06

Segunda Declinación:

2007-09

1975: Inicio de la inyección de

Gas 1987: Inicio de la inyección de

Agua

1997-98: Nuevas instalaciones superficiales

6 Etapas del proyecto.Pozo descubridor: Phillips 2/4-1axOperador: ConocoPhillipsPozos: 326• 243 productores• 88 inyectores (65 de agua y 8 de gas).

Prod

ucci

ón P

rom

edio

de

Acei

te (b

pd)

Corte de agua promedio (%

)

AñoFuente: DAKS IQ.

0.00001

0.0001

0.001

0.01

0.1

11 10 100

1/q o

(1/b

pm)

Np/qo (mensual)

Inicio de inyección de agua

Pico de producciónPrimaria

Perforación de pozos(desarrollo del proyecto)

Pico de producciónEOR/IOR

CO2 + Pozos de Relleno

Inyección alternada de CO2 y agua

(WAG)

Reparación y optimización de pozos

Bati-Raman (12°API)Turquía

Casos

Fuente: Sahin, S., Kalfa , U., & Celebioglu, D. (2008). Bati Raman Field Immiscible CO2 Application-Status Quo and Future Plans. Society of Petroleum Engineers.

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mm

bls

mbd

Histórico (mbd) Modificación (mbd) Ronda Cero (mbd) Escenario Iny Actual CNH (mbd)

Acumulada (mmbls) Acumulada R0 (mmbls) Acumulada Mod (mmbls) Acumulada Escenario actual (mmbls)

Plan Producción acumulada (mmb)

Histórica (@2015) 276Histórica (@2015)

+ Plan Vigente406

Histórica (@2015) + Modificación

338

Fin VigenciaAsignacion

Cas

o M

éxic

o

Fuente: Dirección General de Dictámenes de Extracción. (2018). Modificación del Plan de Desarrollo Asignación A-0203-2M-Campo Maloob. Ciudad de México: Comisión Nacional de Hidrocarburos.

Opo

rtun

idad

es111 Contratos

76 Licencia

35 Producción Compartida

Tipo de Contrato

51 Terrestres

32 Aguas SomerasUbicación

28 Aguas Profundas

40Contratos que contienen

Campos Maduros

Cas

o M

éxic

o

Ya existen casos en Campos Maduros donde a raíz de las Licitaciones,

la producción se ha incrementado, es un

ejemplo de que el potencial puede ser

aprovechado.

0

1

2

3

4

5

6

1.3 Catedral -Diavaz

1.3 CuichapaPoniente -

Lifting

1.3 MundoNuevo -

Renaissance

1.3 Ricos GD -Oil & Gas

2.2 A1 -Iberoamericana

2.2 A4 -Pantera

2.2 A5 -Pantera

2.2 A10 -Pantera

2.3 VC-02 -Jaguar

MM

pcd

Producción inicial Producción actual

0

1

2

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1.3 A6 Catedral - Diavaz 1.3 A7 Cuichapa Poniente - Lifting 2.3 CS-01 - Jaguar

Prod

ucci

ón d

e ac

eite

Mbd

Producción Inicial Prooducción Actual

Opo

rtun

idad

es

+70Campos considerados como Maduros Se encuentran en Asignaciones tipo AR o están en manos del Estado.

Promover la inclusión de loscampos maduros en lasfuturas Áreas Contractuales aser licitadas permitirá que losdiversos Operadores inviertany proporcionen al Estado elmayor beneficio posible.

Plan Quinquenal

Opo

rtun

idad

esSegunda Licitación

Ronda 3 Asociación7 Asociaciones

37 Áreas Contractuales

5Áreas Contractuales que

contienen 6 Campos Maduros 7Áreas Contractuales que contienen

23 Campos Maduros

Opo

rtun

idad

es Fomentar una cultura de Administración de los Recursos Petroleros (ARP).

Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos. (2018). La importancia de la administración de los recursos petroleros. Gaceta CNH Núm. 016, 4-6.

Reglas clarasInstituciones

Informar a los ciudadanos

Mecanismos para obtener capitalRecaudación de los beneficios

Seleccionar y utilizar la tecnologíaEvitar obsolencias de equipos

Ilustración: CNH y freepik.com

Incrementar su valor

¿Qué caracteriza a estos equipos?

Fuente: https://betfaq.com Fuente: ttps://frntofficesport.com Fuente: https://twitter.com/NFLBrasil/status/934546287273287681

Comentarios finales

Aprovechar las herramientas jurídicas que tiene México para incrementar la recuperación de hidrocarburos delos campos maduros.

Analizar la factibilidad de un programa de migración de asignaciones, similar al de licitaciones.

Realizar una adecuada administración de yacimientos. Supervisión y acción. Regulador y Operador.

Diseñar los proyectos de revitalización de campos maduros sin límite presupuestal y después establecer lamanera de obtener los recursos financieros.

Tenemos mucho volumen descubierto. Se está acabando la energía para poderlo extraer. Se requiere innovar en lo técnico de todas las especialidades. Buscar balance entre todos los grupos de interés. Informarnos más para proponer.

Campos Maduros en MéxicoGaspar Franco Hernández

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