A c t i v o d e P r o d u c c i ó n P o z a R i c a
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A c t i v o d e P r o d u c c i ó n P o z a R i c a
A c t i v o d e P r o d u c c i ó n P o z a R i c a - A l t a m i r a Aviso De conformidad con el numeral 7 de las Bases de la licitación pública internacional abierta número 18575008-625-11, la información verbal o escrita intercambiada o entregada entre los participantes de un taller no generará derecho alguno a los licitantes, ni obligación alguna a PEP frente a los licitantes o frente a terceros, por lo que PEP no será responsable por deficiencias, inexactitudes o faltantes en la información que presente en los talleres. Para tales efectos, estos talleres no estarán sujetos a un protocolo, por lo que la información generada no constituye una oferta para presentar una propuesta o para otorgar cualquier contrato, para adquirir cualquier compromiso o servicio referido en este documento, ni implica asumir ninguna clase de obligación por parte de PEP. Los interesados podrán obtener asesoría independiente para la evaluación y revisión que juzguen convenientes, a través de sus propios expertos en materia impositiva, contable, financiera, comercial y/o cualquier regulación existente. Adicionalmente, la información se distribuye para fines promocionales con el objeto de obtener retroalimentación de la industria y otros interesados. La publicación de la información no implica compromiso alguno de convocar ni de aceptar las sugerencias recibidas. A c t i v o d e P r o d u c c i ó n P o z a R i c a - A l t a m i r a Contenido Área Contractual Atún Ubicación Datos generales Producción y reservas Pozos Infraestructura Áreas de oportunidad • Localizaciones y Reservas • Perforación (Tipo de Pozos y Term.) • Producción (Productividad y SAE) Evaluación Económica A c t i v o d e P r o d u c c i ó n P o z a R i c a - A l t a m i r a Ubicación Área Contractual Atún Coordenadas Geográficas LONGITUD 97° 3' 0.00" W 96° 58' 0.00" W 96° 58' 0.00" W 96° 50' 0.00" W 96° 50' 0.00" W 96° 57' 0.00" W 96° 57' 0.00" W 96° 59' 0.00" W 96° 59' 0.00" W 97° 3' 0.00" W LATITUD 20° 55' 0.00" N 20° 55' 0.00" N 20° 50' 0.00" N 20° 50' 0.00" N 20° 32' 0.00" N 20° 32' 0.00" N 20° 40' 0.00" N 20° 40' 0.00" N 20° 44' 0.00" N 20° 44' 0.00" N UTM_WGS84 X 702802.870 711472.334 711589.064 725468.579 725912.478 713743.906 713557.982 710084.401 709992.528 703048.569 UTM_WGS84 Y 2314157.401 2314265.033 2305038.074 2305219.080 2272000.534 2271843.405 2286606.243 2286562.718 2293944.097 2293858.966 Área: 625 km2 Ubicación: Esta ubicado, en la plataforma continental del Golfo de México, frente a la costa del Norte de Veracruz, entre Tuxpan y el río Tecolutla. Retos: Incrementar el Factor de Recuperación Optimizar la Explotación del Yacimiento Diseñar desarrollo de producción Integral Perforación de 8 localizaciones estratégicas con riesgos medio-alto Expectativas: Recursos Prospectivos 396 MMbpce con 6 oportunidades. Reservas certificadas 2P 1 Estudio sísmico existente 3D A c t i v o d e P r o d u c c i ó n P o z a R i c a - A l t a m i r a Contenido Área Contractual Atún Ubicación Datos generales Producción y reservas Pozos Infraestructura Áreas de oportunidad • Localizaciones y Reservas • Perforación (Tipo de Pozos y Term.) • Producción (Productividad y SAE) Evaluación Económica A c t i v o d e P r o d u c c i ó n P o z a R i c a - A l t a m i r a Datos Generales Área Contractual Atún DATOS FORMACIÓN PRODUCTORA Fecha de descubrimiento Inicio de explotación Formaciones productoras Tipo de Formación Grado de Fracturamiento Profundidad Cima Espesor Neto promedio Porosidad Permeabilidad Pozo perforado mas profundo Pozos con Registros Geofísicos Localizaciones Propuestas en 2012 Sísmica 3D existente (Cubierto 100 %) 1966 (Pozo Atún-1) 1968 (Pozo Atún-3) El Abra Carbonatos Naturalmente Fracturados Alto 2,711-3,171 m 25 - 47 m 10 - 17 % 50 a 70 mD Atún 502 (4,944 md) 44 Atún 130 y Atún 140 9,515 Km² DATOS DE YACIMIENTOS Densidad del Aceite Viscosidad del Gas Presión Inicial Yacimiento Presión Actual Yacimiento Temperatura del Yacimiento Mecanismo de Empuje Área Desarrollada Volumen Original A c t i v o 45- 53 ºAPI 0.0451 CP @ Ty 90 ºC 295-335 Kg/cm2 285- 293 Kg/cm2 90 ºC Hidráulico 22.2 Km2 406 MMb / 983 MMMpc d e P r o d u c c i ó n P o z a R i c a - A l t a m i r a Oportunidades de desarrollo hacia el talud, Formación Tamabra (Marino) Columna Estratigráfica de Interés Económico 1000 ATUN - 502 TRITON - 1 Sección estratigráfica – estructural (SW - NE) 1000 TR 30” 120 md TR 15” 315 md Sello Oligoceno Superior 2000 TR 10 1/4” 2,787 md 2000 Oligoceno Inf Eoceno Méndez Mioceno Medio Almacén3000 El Abra Sello Liner 7” 4,390 md Agujero Descubierto 6 1/2” 3000 Ta 4000 Almacén Tamaulipas Inferior Generadora San Andrés Ta Co PT=4,944 md Basamento Alto de Tuxpan 6000 ab r ma a ulip as La 5000 4000 m Ca n st ituc Inf Mioceno Inferior sita i on es Pimienta Pozo y Columna Geológica Tipo A c t i v o d e 5000 6000 P r o d u c c i ó n P o z a R i c a - A l t a m i r a Registros Pozos Atún 60 y 101 Qoi. = 1,063 Bpd Interv. 2828 - 2834 A c t i v o Qoi. = 727 Bpd Interv. 2817 - 2855 d e P r o d u c c i ó n P o z a R i c a - A l t a m i r a Rango de presiones Área Contractual Atún 400 Atún Registros de presión (Fondo cerrado) DATUM @ 2,850 mvbnm 350 300 kg/cm2 250 200 150 100 50 0 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 A c t i v o d e P r o d u c c i ó n P o z a R i c a - A l t a m i r a Rango de presiones Área Contractual Atún 400 Morsa Registros de presión (Fondo cerrado) DATUM @ 2,850 mvbnm 350 300 kg/cm2 250 200 150 100 50 0 1969 A c t i v o 1970 d e 1971 1972 P r o d u c c i ó n 1973 P o z a 1974 R i c a 1975 - A l t a m i r a Rango de presiones Área Contractual Atún 350 Escualo Registros de presión (Fondo cerrado) DATUM @ 2,900 mvbnm 300 250 kg/cm2 200 150 100 50 0 1/may/74 A c t i v o 31/may/74 d e P r o d u c c i ó n 30/jun/74 P o z a R i c a 30/jul/74 - A l t a m i r a Actualización del modelo con apoyo de sísmica 3D Estructural Atún Sección Sísmica A ATUN-101 EL ABRA ATÚN 101 A’ A Configuración Estructural Cima K El Abra Atún-15, N-8 F-13 Atún-3, N-17 Porosidad móldica, vugular y fractura. A c t i v o d e P r o d u c c i ó n P o z a R i c a - A l t a m i r a A’ Sísmica Área Contractual Atún BATERÍA PUNTA DE PIEDRA A c t i v o Cobertura sísmica 3D 100% (625 km2) d e P r o d u c c i ó n P o z a R i c a - A l t a m i r a Resultados obtenidos en la FOM (3D) permiten visualizar oportunidades de desarrollo… Resultados de pozos horizontales de alta productividad en los campos Carpa y Bagre Faja de Oro Marina (FOM) 40,000 35,000 Isla de Lobos Tiburon Morsa Atun Bagre Marsopa Carpa 25,000 20,000 8,153 bpd 15,000 10,000 5,000 A c t i v o d e P r o d u c c i ó n P o z a R i c a - A l t a m i r a ene-11 ene-10 ene-09 ene-08 ene-07 ene-06 ene-05 ene-04 ene-03 ene-02 ene-01 ene-00 ene-99 ene-98 ene-97 ene-96 ene-95 ene-94 ene-93 ene-92 ene-91 ene-90 ene-89 ene-88 ene-87 ene-86 ene-85 ene-84 ene-83 ene-82 ene-81 ene-80 ene-79 ene-78 ene-77 ene-76 ene-75 ene-74 ene-73 ene-72 ene-71 ene-70 ene-69 ene-68 ene-67 ene-66 ene-65 0 ene-64 Aceite (bpd) 30,000 Contenido Área Contractual Atún Ubicación Datos generales Producción y reservas Pozos Infraestructura Áreas de oportunidad • Localizaciones y Reservas • Perforación (Tipo de Pozos y Term.) • Producción (Productividad y SAE) Evaluación Económica A c t i v o d e P r o d u c c i ó n P o z a R i c a - A l t a m i r a La reactivación del campo ha generado un incremento en la Producción y Reservas… Bloque / Campos ATÚN CANGREJO ESCUALO MEJILLÓN MORSA Total Volumen Original 2P [MMb / MMMpc] FR [%] Total 2P Producción Acumulada [MMb / MMMpc] Área Desarrollada por Campo. (Km2) Aceite Gas Aceite Gas Aceite Gas 19.0 0.1 0.9 2.2 22.2 309.4 0.3 5.2 40.1 33.2 388.1 840.4 0.3 2.6 108.2 10.4 961.8 13.2 4.0 17.2 22.9 43.0 65.9 40.7 1.9 197.6 0.9 11.5 54.1 4.6 203.1 Reservas Remanentes 2P [MMb / MMMpc] Gas Aceite natural 5.8 1.6 7.4 Las producciones iniciales por pozo tienen rangos de entre 200 y 2700 bpd y de 1 a 30 mmpcd, para el campo Atún principalmente. En el campo Morsa se tienen datos de producción de aceite de 550 bpd. Para el campo Mejillón la prueba de producción fue de 500 y 650 bpd de aceite y de 16 a 21 mmpcd de gas A c t i v o d e P r o d u c c i ó n P o z a R i c a - A l t a m i r a 51.7 46.42 98.1 Definición de nuevas estructuras con potencial, para el desarrollo de campos… BPD 35,000 MMPCD Qo (bpd) 30,000 Qw (bpd) 120.00 Qg (mmpcd) Prod. Máxima 30.47 Mbpd 100.00 Producción inicial por pozo: 1,600 Bpd 25,000 80.00 20,000 60.00 15,000 10,000 40.00 Prod. Actual : Aceite: 0.49 Mbpd Gas: 8.3 MMpcd 5,000 0 0.00 Total Pozos 72 DATOS DE PRODUCCIÓN Taponados 66 92% Porcentaje de Agua 0 Producción Acumulada 54.1 MMb y 203.1 MMMpc Cerrados 4 5% 20.00 Operando 2 3% A c t i v o Relación Gas Aceite 1,210 M3/M3 (Campo Atún) Inyección de Fluidos Ninguno Pozo Aceite Bpd % Agua Gas MMpcd Atun-32 245 0 3.4 Atun-54 251 0 4.9 Total 496 0 8.3 Apertura 27 de Junio 2011 Sistema de Producción Fluyente d e P r o d u c c i ó n P o z a R i c a - A l t a m i r a Contenido Área Contractual Atún Ubicación Datos generales Producción y reservas Pozos Infraestructura Áreas de oportunidad • Localizaciones y Reservas • Perforación (Tipo de Pozos y Term.) • Producción (Productividad y SAE) Evaluación Económica A c t i v o d e P r o d u c c i ó n P o z a R i c a - A l t a m i r a Geometría de pozos Área Contractual Atún La perforación de pozos Horizontales ha permitido incrementar la productividad por pozo… POZO ORIGINAL Pozo Atún 54 Tipo I Horizontal incluye agujero piloto a 3200 m. toma de información y perforación horizontal a 3270 m. Programa de Fluidos TR 30”, 62 # 135 m 147 m Niple asiento TR 30”, X-56, 309.7 # 150 m TR 13 3/8”, N-80, 68 # 300 m 254 m TR 13 3/8”, J-55, 54.5 # 304 m B.L 1350 m TR 9 5/8”, L-80, 53.5 # 1400 m Fluidos base agua Fluidos base agua 1ª Etapa 0–150 m 2ª Etapa 0-300 m 3ª Etapa 0-2850 m Fluido Base Aceite (1.32-1.35 gr/cm3) con equipo bajo balance 4ª Etapa 2850-PT Salmuera Potásica (1.03-1.06 gr/cm3) con equipo bajo balance TP 3 ½ -2 7/8” a 2798 m TR 9 5/8”, N-80, 40 # 1387 m 2810 m Camisa (1.02-1.06 gr/cm3) (1.06-1.08 gr/cm3) 2812 m Niple asiento 2835 m Empacador B.L. TR 6 5/8”, N-80, 28 # Mandril porta sensor Empacador black cat 2844 m Cementación de Tuberías de Revestimiento (TR´s) 2896 m 2917-2927 m Retenedor a 2940 m Retenedor a 3010 m 13 3/8” 0-300 m.b.m.r. 9 5/8” 1400 m.b.m.r. 7” 2850 m.b.m.r. Ag.desc. 6 1/8” 3050 m.b.m.r. 3020-3030 m TR 7”, L-80, 29 # 2850 m Retenedor a 3054.5 m Ag. Descubierto 6 1/8” a 3050 m Retenedor a 3082 m 3142 m TR 4 1/2”, P-110, 13.5 # P.T. 3165 m A c t i v o d e 3200 m P r o d u c c i ó n P o z a R i c a - A l t a m i r a Contenido Área Contractual Atún Ubicación Datos generales Producción y reservas Pozos Infraestructura Áreas de oportunidad • Localizaciones y Reservas • Perforación (Tipo de Pozos y Term.) • Producción (Productividad y SAE) Evaluación Económica A c t i v o d e P r o d u c c i ó n P o z a R i c a - A l t a m i r a Capacidad de recepción y manejo de la producción proyectada con su infraestructura… A c t i v o d e P r o d u c c i ó n P o z a R i c a - A l t a m i r a Infraestructura Área Contractual Atún Infraestructura Existente 2 Plataformas Instaladas (Atún-B y Atún-D) 1 Oleogasoducto de 12”Ø x 13 Km. de Atún-D a Bagre-A 1 Interconexión de 6”Ø x 0.33 Km. de Atún-B al Oleogasoducto de 12”Ø x 13 Km. Infraestructura Propuesta 1 Plataforma de enlace y producción Mejillón. 1 Oleogasoducto de 16”Ø x 38 Km. de Mejillón a Batería San Andrés II Adecuación de la batería y C.T. San Andrés II A c t i v o d e P r o d u c c i ó n P o z a R i c a - A l t a m i r a Manejo de la Producción Área Contractual Atún Campo Atún (Existente) Campo Mejillón (Propuesta) Bagre A San Andrés II Atún B Atún D Flujo de la Producción Flujo de la Producción La producción de la Plataforma Atún B se integra a través del oleogasoducto de 12”Ø x 13 Km (Atún D - Bagre A) hacia la Plataforma Bagre A donde se une con la producción del Campo Bagre fluyendo por el oleogasoducto de 16”Ø x 14 Km hacia la Plataforma de enlace Marsopa, fluyendo posteriormente por un oleogasoducto de 20”Ø x 34 Km hacia la Batería de Separación Punta de Piedra donde se separa el gas y los líquidos. El gas se envía al CPG PR y el aceite a la CAB PR y el agua congénita es inyectada a cuerpos receptores (3 pozos). A c t i v o d e P r o d u c c i ó n La producción del campo Mejillón se enviará a través de un oleogasoducto de 16”Ø x 38 Km hacia la Batería de Separación San Andrés II donde se separarán el gas y los líquidos. Posteriormente el liquido (aceite-agua) será enviado a la Planta Deshidratadora San Andrés; el aceite separado será bombeado a la CAB PR y el agua congénita separada, será enviada para su inyección a pozos a la Central “Y”. El gas será enviado desde la Central de Turbinas San Andrés al Complejo Procesador de Gas Poza Rica. P o z a R i c a - A l t a m i r a Infraestructura Actual Área Contractual Atún Plataforma Atún B Plataforma Tipo Octápodo con 12 conductores 16 pozos perforados y 2 operando Equipo de Proceso Instalado: • • • • • • Cabezal de Medición Cabezal de Producción General Paquete para dosificación de inhibidores y/o aditivos Sistema y Tanque para drenaje abierto Sistema y Tanque para drenaje cerrado Sistema de desfogue y venteo A c t i v o d e P r o d u c c i ó n P o z a R i c a - A l t a m i r a Infraestructura Actual Área Contractual Atún Plataforma Atún D Plataforma Aligerada, Tipo Tetrápodo para 6 conductores Equipo de Proceso Instalado: • • • • • • • • • • • Cabezal de Medición Cabezal de Producción General Sistema Paro por Emergencia Separador y Depurador para gas de instrumentos Paquete para dosificación de inhibidores y/o aditivos Sistema y Tanque para drenaje abierto Sistema y Tanque para drenaje cerrado Medidor Multifásico Trampa lanzadora de diablos de 12”Ø Sistema de desfogues y venteos Sistema de inducción de pozos a la atmósfera (Quemador) Norte Plataforma Plantilla 6 conductores No de Conductores Instalados 3 Conductores libres Pozos operando 3 0 Programa 2012: Recuperar el pozo Atún 101 Perforar 2 pozos (Atún 130 y 140) A c t i v o d e P r o d u c c i ó n P o z a R i c a - A l t a m i r a Puntos de Medición a la llegada del oleogasoducto a Bagre A • Contratista entregará y PEP recepcionará producción bruta – Los Hidrocarburos Netos serán determinados de acuerdo con el procedimiento correspondiente • Contratista instalará sistema de separación trifásico y medición para cada fase en la llegada del gasoducto en la plataforma Bagre A A c t i v o d e P r o d u c c i ó n P o z a R i c a - A l t a m i r a Contenido Área Contractual Atún Ubicación Datos generales Producción y reservas Pozos Infraestructura Áreas de oportunidad • Localizaciones y Reservas • Perforación (Tipo de Pozos y Term.) • Producción (Productividad y SAE) Evaluación Económica A c t i v o d e P r o d u c c i ó n P o z a R i c a - A l t a m i r a Loc. Potenciales con Objetivo “El Abra” Área Contractual Atún Localización X Y Z Cat. Rva. MMb MMMpc Qoi (bd) Atún 110 709274.40 2303414.60 -2775 POS 1.3 7.9 700 Atún 140 708,820.90 2304649.00 -2646 PRB 1.3 7.9 700 Atún 130 708619.70 2305526.50 -2680 PND 1.3 7.9 700 Total 3.8 23.7 Loc. Atún 130 X 708619.70 Y 2305526.50 Loc. Atún 140 CAMPO ATÚN X 708,820.90 Y 2304649.00 Loc. Atún 110 X 709274.40 Y 2303414.60 A c t i v o d e P r o d u c c i ó n P o z a R i c a - A l t a m i r a Loc. Potenciales con Objetivo “El Abra” Área Contractual Atún Campo Mejillón (Gas y Condensado) Loc. Mejillón-40 X=721105.4 Y=2273488.0 Cond. Gas Cat. Rva. MMb MMMpc Localización x y z Mejillón 40 721105 2273488 -3121 PRB 0.39 11.20 Mejillón 30 720668 2274776 -3050 PRB 0.35 10.07 Mejillón 20 720070 2275604 -3089 PRB 0.48 13.95 Mejillón 10 719050 2277714 -3082 PRB 0.38 11.16 Total 1.60 46.37 Loc. Mejillón-30 X=720668.1 Y=2274776.4 Loc. Mejillón-20 X=720070.0 Y =2275603.9 Loc. Mejillón-10 X=719049.6 Y=2277714.3 En espera de infraestructura para su explotación • Se estudia plan de Explotación con diversos escenarios: • Plataforma fija y Equipo empaquetado de perforación Periodo de limpieza, Mejillón 1 Intervalo 3151-3181m m A c t i v o d e P r o d u c c i ó n P o z a R i c a - A l t a m i r a Localizaciones Estratégicas Área Contractual Atún Oportunidad P.Med. Pg Cretácico Medio Abra 13.5 0.4 Cretácico Medio Tamabra 129.3 0.6 Jurásico Superior San Andrés 52.4 0.3 Cretácico Medio Tamabra 32.9 0.3 Jurásico Superior San Andrés 86.9 0.6 Panchax 1 Cretácico Medio Abra 16.0 0.4 Picon 1 Cretácico Medio Tamabra 55.8 0.3 Valenton 1 Cretácico Medio Abra 8.7 0.4 Coral 1 Elopido 1 Nacu 1 Play (s) Total 6 396 Potencial identificado en alrededor de 6 localizaciones estratégicas, con un volumen de 396 MMbpce a la media. Recursos estimados y documentados en la BDOE en alrededor de 218 MMbpce a la Pmedía, principalmente en el play Cretácico Medio Tamabra. Información de sísmica existente en el área (Lanka Mega). A c t i v o d e P r o d u c c i ó n P o z a R i c a - A l t a m i r a Cobertura Sísmica Área Contractual Atún A c t i v o d e P r o d u c c i ó n P o z a R i c a - A l t a m i r a Contenido Área Contractual Atún Ubicación Datos generales Producción y reservas Pozos Infraestructura Áreas de oportunidad • Localizaciones y Reservas • Perforación (Tipo de Pozos y Term.) • Producción (Productividad y SAE) Evaluación Económica A c t i v o d e P r o d u c c i ó n P o z a R i c a - A l t a m i r a Escenarios de producción Área Contractual Atún Ilustrativo Enfoque del bloque: Escenario base (Reserva PDP reclasificada): Perfilesde Perfiles deaceite aceite(bd) (bd) Esc. Alto 23,769 25,000.0 Extraer 4.1 millones de barriles y 31.7 MMMpc 20,000.0 2 pozos en operación, recuperación del pozo Atún-101 y perforación del Atún 130. 15,000.0 10,000.0 Escenario Obligación Mínima de Trabajo (Reserva hasta 2P reclasificada): 5,000.0 0.0 1 • Extraer 7.4 Millones de barriles y 99.7 MMMpc • Escenario basado en la perforación de 8 pozos, 2 reparaciones menores Esc. Obligación Mínima de Trabajo 2,340 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 Perfiles de gas (mmpcd) 180 160 Esc. Alto 163.1 140 Escenario Alto (Reserva hasta 3P mas Prospectiva): • Extraer 99.4 millones de barriles y 695.5 MMMpc • Escenario basado en la perforación de 25 pozos, 2 reparaciones menores 120 100 80 60 40 Esc. Obligación Mínima de Trabajo 34.7 20 0 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37