Rafael Guerrero Altamirano CAJB2

Avances en la estabilización de la producción base del

Complejo Antonio J. BermúdezIng. Rafael Guerrero Altamirano

Ing. Héctor Agustín Mandujano SantiagoIng. Rafael Pérez Herrera

11 noviembre 2011

Contenido

I. Generalidades del proyecto

II. Situación actual del proyecto

III. Mejores prácticas

IV. Pronósticos de producción cierre 2011 yproyección 2012

V. Conclusiones

Antecedentes

Oxiacaque

Cunduacán

Platanal

Samaria

Íride

Campos: Samaria, Íride, Cunduacán, Oxiacaque y Platanal

Inició Producción: Junio 1973

Pozos perforados: 387

Pozos operando: 105

Máxima Producción (Febrero 79):Aceite: 693 mbpd

Gas: 745 mmpcd

Producción acumulada (Julio 2011):Aceite: 2,814 mmbls

Gas: 4,163 mmmpcCosto de producción: 10.41 Dls/BPCE

Producción al 31/10/2011:Aceite: 57,118 BPD

Gas: 207.5 mmpcd

Alcance 2012 - 2026

Objetivo

Cunduacán

OxiOeste

CunEste

Íride Este

OxiNuevo

OxiCentral

OxiEste

Íride

Samaria 2CSamaria 2AB

PlatanalPlatanal B

Objetivo y alcance proyecto CAJB

Atenuar la declinación de la producción base

Mantenimiento de Presión por inyección de fluidos 190 mmpcd de Nitrógeno (campos Oxiacaque y

Cunduacán) (2024)

60 mmpcd de Gas Contaminado con N2 (Oxiacaque) 60 mmpcd de GASA, hasta 2014 (Íride) 75 mbpd de Agua Residual (redistribución en Samaria y

Cunduacán)

Diversificación de sistemas artificiales de producción (BN, BNA, BEC, BH)

Perforación complementaria (15) y RMA´s (115)

Construir Unidad recuperadora de nitrógeno NRU

Diseñar e implementar procesos de Rec. Mejorada

Optimizar la extracción de 340 mmbls de aceite y 1,125mmmpc de gas, a través de la aplicación de unaestrategia integral de explotación para incrementar elfactor de recuperación de 34 a 38% (2050).

Área: 200.2 km2

Tipo: Naturalmente fracturado

Roca: Calizas y Dolomías

Porosidad: 4 - 6 %

Permeabilidad: 10 - 250 mD

Espesor bruto: 1,500 - 2,000 m

Espesor neto: 600 - 800 m

Profundidad: 3,100 - 5,000 m

Tipo de fluido: Aceite Negro ligero

Densidad de aceite: 28 - 31 °API

Rsi: 225 m3/m3

Presión:

Inicial: 533 kg/cm2

Saturación: 318 kg/cm2

Actual: 140 kg/cm2

Temperatura: 125 °C

Núcleo Samaria 145

Yacimiento maduro (38 años), altamente depresionado

Características del yacimiento

KS

KM

KI

JST

JSK

GR ILD

318

313

90

31

253

KS

KM

KI

JST

JSK

JSO

SAMARIA CUN-IRIDE-OXIAC.-PLAT

SAMARIA CUN-IRIDE-OXIAC. -PLAT

CUENCA

CUENCA

RAMPA EXTERNA-CUENCA

AMBIENTES SEDIMENTARIOS

RAMPA EXTERNA-CUENCA

RAMPA INTERNA (PLANICIE DE MAREA)

NM

NM

NM

NM

NM

SAMARIA-CUN-IRIDE-OXIAC.

CUN-IRIDE-OXIAC.

CUN-IRIDE-OXIAC.

PLAT

PLAT

Np, MMBLS @Jul 2011

538

1192

935

79

64

6

• KS - Mayormente formado porsedimentos de cuenca conalgunos flujos de escombros ypor lo tanto, propiedadespetrofísicas de menor calidad(Cunduacán y Oxiacaque).Presenta casquete de gas.

• KM - Mejor tipo y calidad deroca, por tratarse mayormente desedimentos de plataforma, quecubre todo el Campo Samaria yparte sur de Íride.

• KI - Sedimentos de cuenca conalgunos flujos de escombros alnorte y al sur. La roca no tienevalores altos de porosidad ypermeabilidad, sin embargo elalto grado de fracturamientocontribuye a la producción.

• JST - Rocageneradora, principalmentecompacta por tratarse desedimentos de cuenca. Cuandose encuentra raramentefracturada hacia la cima esproductor de hidrocarburos.

• JSK - Solo se conoce en losCampos Íride, Cunduacán yOxiacaque, siendo productor enestos dos últimos campos, dondese encuentra dolomitizado yfracturado.2814

Columna estratigráfica tipo

Producción

Etapa 6 (2006-2011) Mtto. de PresiónInyección gas 60 mmpcd (Nov-06)Inyección N2 190 mmpcd (Jul-08)Inyección de agua 50 mbpdReinyección gas contaminado con N260 mmpcd (Jul-09)Pozos no convencionales

Etapa 1 (1973-1979)Desarrollo inicialProducción máxima 693 mbpdInició inyección de agua

Etapa 2 (1980-1983)Formación del casquete de gasFuerte declinaciónInyección de agua de 460 mbpd

Etapa 3 (1984-1994)Plataforma de producción en 150 mbpd hasta finales de 1992

Etapa 4 (1995-2001)2da Etapa de desarrolloImplementación del bombeo neumático profundo

Etapa 5 (2002-2005)Inició proyecto Pidiregas3era Etapa pozos intermediosInyección agua residual 38 mbpd

Pi= 533 kg/cm2

Pb= 318 kg/cm2

Plano de Referencia@ 4,200 m

Pactual= 140 kg/cm2

Cronología de explotación

0

100

200

300

400

500

600

0

150

300

450

600

750

900

1973 1975 1977 1979 1981 1983 1985 1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011

Qw

, Qw

i (m

bp

d),

No

. Po

zos

Qo

(mb

pd

), Q

g (m

mp

cd

)

Qo (mbpd)Qg (mmpcd)Qw (mbpd)Qwi (mbpd)No.Pozos Operando

0

100

200

300

400

500

600

1973 1975 1977 1979 1981 1983 1985 1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011

Pres

ión

(Kg/

cm2 )

CUNDUACANÍRIDEOXIACAQUESAMARIA

1 2 3 4 5 6

Comportamiento de la tendencia de declinación 2009-2011 PICAJB

Miles de barriles por día

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

2009 2010 2011

FD = 14.7 %

Base

96.4

72.974.5

55.860.3

51.4

96.6

80.775.8

62.860.3

56.5

Incremental

-3.8 Mbpd

FDa = 16.5 % FDa = 17.1 % FDa = 6.3 %

FDa = 25.1 %FDa = 24.5%

-15.9 Mbpd -13 Mbpd

RMA: 5 C/Eq 28 S/EqTerm: 8

Est 142RMA: 8 C/Eq 14 S/EqTerm: 9

Est 81

Pozos operando 118

Qo prom/pozo (bpd) 753

Qg prom/pozo (mmpcd) 2.46

Qw prom/pozo (bpd) 237

RGA prom/pozo (m3/m3) 582

Pozos operando 112





Pozos operando 101





33 RMA: 82 bpd prom/interv8 Term: 400 bpd prom/pozo

22 RMA: 63 bpd prom/interv9 Term: 346 bpd prom/pozo

Etapa 6 mantenimiento de presión

500

600

700

800

900

1,000

1,100

1,200

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

QwRGA

180

210

240

270

300

330

360

390

420

0

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

70,000

80,000

QoQg

Efecto global de la administración de la presión

Qg

(mm

pcd)

Qo

(bpd

)

RG

A (m

3 / m

3 )

Qw

(bpd

)

Inicio de la administración de la presión

PozoFecha cierre

/apertura

Qo(bpd)

QgT(mmpcd)

N2 (%)

Cun-15 30-ago-10 245 9.0 16.8

Cun-17 30-ago-10 352 13.5 2.9

Cun-212 17-oct-10 94 6.2 30.4

Cun-25 20-oct-10 50 7.4 25.8

Cun-35 23-oct-10 113 3.8 24.0

Cun-5023 24-oct-10 88 5.6 58.0

Cun-29 11-nov-10 220 6.9 25.7

Cun-33 11-nov-10 289 11.1 36.4

Iri-166 12-nov-10 / 20-jul-11 277 5.9 53.8

Cun-23 15-nov-10 / 24-dic-10

18-feb-2011697 18.1 72.1

Iri-1166

27-ago-10 / 26-oct-10 22-dic-10 / 26-may-11

775 22.0 80.7

Oxi-1001 05-jul-11 113 14.3 71.6

Iri-164 13-oct-11 250 16.5 68.7

Total 3,563 140.3 50.8

Qo: 57,118 BPD

Qg: 207.5 mmpcd

Qw: 27,625 BPD

RGA: 648 m3/ m3

Nitrógeno (N2):190 MMpcd durante 15 años (jul-2008)

6 pozos en Oxiacaque y 2 en Cunduacán

Ampliar la inyección en forma areal enCunduacán y Oxiacaque.

Gas amargo (GASA):60 mmpcd (nov-2006)

2 pozos en Íride

Ampliar la inyección en Íride para reforzarmantto. de presión en ese campo y Samaria.

Gas contaminado (GASA+N2):60 mmpcd ( jul-2009)

2 pozos en OxiacaqueIncrementar según el avance del N2

Agua:50 mbpd ( sep-1977))

6 pozos en Samaria y 3 en CunduacánInyectar perpendicular a sistema de fracturas.

Objetivo:Mantener la presión del yacimiento (130kg/cm2) mediante la inyección de fluidos paraayudar a incrementar el factor derecuperación de aceite.

Situación actual del mantenimiento de presión en el CAJB

Oxi-12

Oxi-11Oxi-4

Oxi-14

Oxi-34

Sam-252B

Oxi-24 Oxi-2Cun-44

Cun-45

Cun-27

Sam-80A

Cun-60

Sam-290

Sam-100

Sam-118

Sam-65

Iri-146

Iri-146D

Oxi-1

Complejo Antonio J. Bermúdez

SimbologíaIny Nitrógeno (N2)

Iny Gas Amargo (GASA)

Iny Gas Contaminado

Iny Agua

Propuesta iny. de agua

Propuesta iny. GASA + N2

Cun-36

Resumen proyectos inyección

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

140%

160%

05 06 07 08 09 10 11 12

Fact

or d

e R

eem

plaz

o

Gas ContN2GASAAguaWe

Nitrógeno

15 jul 2008 (3.3 años)

185.7 mmpcd promedio

98% de eficiencia sobre 190mmpcd

26.5 mmpcd / pozo (7 activos)

199 Kg/cm2

174.5 mmmpc acumulado

1.8% de Vp CAJB inyectado

30 sep 1977 (34.1 años)

57,270 bpd promedio

7,159 bpd / pozo (8 activos)

1,226.8 mmbls acumulado

27 jul 2009 (2.3 años)

45.4 mmpcd promedio

76% de eficiencia sobre 60 mmpcd


152 Kg/cm2



Producción @ c.s. :

Qo 57.1 mbpd

Qg 207.5 mmpcd

Qw 26.2 mbpd

Producción @ c.y. :

Qo 73.8 mbpd (18%)

Qg 302.6 mbpd (75%)

Qw 27.5 mbpd (7%)Total

404.0 Mbpd

Total 608.8 Mbpd @ c.y.Agua

GASA + N2

GASA

Prom

edios octubre 2011

322.1 Mbpd

60.1 Mbpd

59.2Mbpd

135.2 Mbpd

We31.4 Mbpd @ c.y. 8 nov 2006 (5.0 años)

53.6 mmpcd promedio

89% de eficiencia sobre 60 mmpcd


148 Kg/cm2



* No toma en cuenta la producción delcampo Platanal

Fr150%

0.0

1.0

2.0

3.0

4.0

5.0

6.0

0.0

1.5

3.0

4.5

6.0

7.5

9.0

jul-08 ene-09 jul-09 ene-10 jul-10 ene-11 jul-11

Np (

MM

b)

Qo (M

bpd)

Qo (bpd)

Np (mb)

El gasto de aceite atribuible al proyecto de mantenimientode presión por inyección de gas es de 5,765 bpd.

La irrupción de N2 en los pozos se da através de las fallas principales.

Aceite atribuible

Resultados de la Inyección

Existe unatendencia demantenimiento depresión en loscampos Cunduacány Oxiacaque.

Oxiacaque 5044

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

ene/07 mar/07 may/07 jul/07 sep/07 nov/07 ene/08 mar/08 may/08 jul/08 ago/08 oct/08 dic/08 mar/09 may/09 jul/09 ago/09

Qo(

bpd)

0

2

4

6

8

10

12

14

Qg

(mm

pcd)

Qo Qg

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500


RG

A (

m3 /m

3 )

0

12

24

36

48

60

72

84

Fw (%

)

RGFA Fw

0

20

40

60

80

100

120

140


(% m

ol)

Red de BN N2 Yacimiento N2

La inyección de gases en el CAJB ha provocado cambios enel comportamiento de producción en 45 pozos (actualmente30 productores), generando un aceite atribuible.

Datos actualizados al 30 septiembre 2011

Campo Np(mb)

Qo prom(bpd)

EfectoPositivo

EfectoNegativo

Pozos conEfecto

Cunduacán 478 396 12 5 17

Íride 3,581 2,964 17 2 19

Oxiacaque 1,846 1,528 6 3 9

Total 5,905 4,888 35 10 45

5.9

MMb

Qo prom: 4,888 bpd

Perfil uniforme de flujo

Cedazo

Área de flujo

Gasto de aceite (bpd)

boquilla

Empacador hinchable

Samaria 6111 con desplazamiento de 1090m., navegando 721 m dentro del KS2, condistribución final de 7 empacadores y 21ICD’S actualmente con una producción deQo= 849 bpd, Fw= 0.7%

Samaria 6101 con desplazamiento de 760m, navegando 328 m dentro del KS3, condistribución final de 4 empacadores y 13ICD’S con una producción final de Qo= 962bpd, Fw= 35%

Samaria 7092 con desplazamiento de 1130m, navegando 730 m dentro del KS2, condistribución final de 6 empacadores y 15ICD’S con una producción final de Qo= 931bpd, Fw= 2%

Samaria 7022 con desplazamiento de 1120m, navegando 640 m dentro del KS2 yKS3, con distribución final de 5empacadores y 17 ICD’S. Actualmente conuna producción de Qo= 962 bpd, Fw= 0%

La compartamentalización de la sección horizontal y la configuración del ICD, resulta en la aportación

uniforme de flujo y retraso del agua

TWR Packer 6133 ft

3 ICD 3 ICD 1 ICD

Lateral 23 7/8" Openhole

BullPlug7559 ft

TD=7732 ft

3 7/8" Hole

Swell Packer7498 ft

Swell Packer7404 ft

Swell Packer7132 ft

1 ICD

Swell Packer7009 ft

Swell Packer6731 ft

3 ICD

Swell Packer6575 ft

3 ICD

Lateral 13 7/8" Openhole

TD=7481 ft

6682 ft

7101 ft

• Diseño mas precisos de terminación con ICD´s utilizando el proceso de modelado con el Software NETool

• Secciones horizontales compartamentalizadas con empacadores hinchables, para un aporte uniforme de

las zonas alta y baja permeabilidad

• Retardar los efectos de conificación de agua y gas por la contrapresión generada en el fondo del pozo

con ICD´s

Multilateral con brazos cortos en ADMultilateral con brazos largos en AD

Multilateral con un dos brazos con ICD

Nuevas propuestas de pozos multilaterales con empacadores hinchables y ICD´s configurados para ecualizar el flujo del yacimiento, retrasando la irrupción de fluidos no deseados

Íride 3,940 m

Cunduacán 3,700 m

4,525 mbnm

5,050 mbnm

Nivel Agua Aceite Original

Nivel Agua Aceite Actual

Samaria 4,220 m

4,350 mbnm

100 m espesor neto

150 m espesor neto 80 m espesor neto

Contacto de fluidos a octubre/2011

Debido a la naturaleza delyacimiento (fracturado) y alas condiciones actuales deexplotación es necesarioseguir monitoreando elmovimiento de los fluidos

IR-7041

IR-146 InyectorIR-1148 Proyect.

KS

KM

KI

JST

Inyector de gas amargo

Pozo productor

Inyector de gas amargo

NESW

Intervalo cerrado

Intervalo abierto

Pozo cerrado

Qo – GformaciónSW%

(fecha)

1006 – 0.43 %

(17-10-11)

Configuración KI

Abierto en agujero descubierto

Intervalos cerrados por agua

Intervalos productores

Qo=28.9 mmpcdPresión 158 kg/cm”

Sección estructural Íride 7041

Intervalo abierto(Productor)Intervalo cerrado

Sección estratigráfica Oxiacaque 1022

KS

KM

KI

3150

3200

3250

3300

3350

3400

3450

3500

3550

3600

3650

3700

(3750)

(3781)

3118

SSTVD1:2369

0.00 100.00GR

Abierto

Intervalos 0.20 2000.00RP

KS

KM

KI

OX-1001 [SSTVD]

3150

3200

3250

3300

3350

3400

3450

3500

3550

3600

3650

(3700)

(3750)

(3781)

3118

SSTVD1:2369

0.00 100.00GR

Abierto


KS

KM

KI

OX-0026 [SSTVD]

3150

3200

3250

3300

3350

3400

3450

3500

3550

3600

3650

3700

(3750)

(3781)

3118

SSTVD1:2369

0.00 100.00GR

Abierto

Abierto

Abierto


KS

KM

KI

OX-1022 [SSTVD]

3150

3200

3250

3300

3350

3400

3450

3500

3550

3600

3650

3700

(3750)

(3781)

3118

SSTVD1:2369

0.00 100.00GR

Abierto

Abierto


KS

KM

KI

OX-5003 [SSTVD]

KS

KM

KI

OX-1022OX-26OX-1001 OX-5003

Intervalo abiertoIntervalo abierto co alto RGA

Pozo propuesto para profundizar hasta la base del KI

Intervalos obturados

Pozo cerrado por alto RGA

Sección Estratigráfica OX-1022

Intervalo abierto/Productor

Qo – GformaciónSW%

(fecha)

1,200 – 1.0.42 %

(30 -10 -10 )

887 – 13.50 %

(05 -11 -11 )

1,856 – 27.50 %

(19-07 -09)

43 – 14.40 %

(14-08 -09)

363 – 26 .30 %

(25-09 -08)

Cerrado por alto RGA

Cerrado por alto RGA

ProductorProductor

Se anexo Intervalo

Histórico de operación de pozos intervenidos con el sistema BEC y programa

Pozos actualmente operandoPozo Qo (bpd)

Sam 162B 75Cund 55 107Sam 101 19Sam 124 403

Oxi 21 151Íride 1138 415Íride 1166 7617 pozos 1,931

Programa de pozos Dic 2011

Pozo Estado actual Inicio deproducción

Gasto esperadoQo

(bpd)Qg

(mmpcd)Samaria 74 Pozo cerrado con oportunidades en KS 15-dic-11 148 0.2

Samaria 107 Pozo cerrado con oportunidades en KS 20-dic-11 150 0.4

Samaria 97 Pozo cerrado con oportunidades en KS 25-dic-11 138 0.3

436 0.9

Reactivación de pozos cerrados y operación de intermitentes

0

10

20

30

40

50

60

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

Np

(M

bls

)

Qo

(b

ls)

Producción acumulada de pozos cerrados 2009-2011

Antes

DespuésEDF-JET 28/64”

EDF-JET 30/64”

EDF-JET 34/64”

EDF-JET 32/64”

EDF-JET 36/64”

EDF-JET 64/64”

• Realiza una mezcla homogénea del gas disuelto liberado conel aceite (Patrón de flujo), por encima del mejorador.

MPFV

Herramienta PozosQo(bpd)

Valvula Nova 5 138

EDF venturi 12 1,262

TOTAL 17 1,400

Mejorador de Patrón de Flujo tipo Venturi (MPFV)

# Pozo Qo (bpd)

Agua (%)

Qbpd

Fecha prog.

1 Samaria 2119 243 63 30 Oct 11

2 Cunduacán 10A 216 16 30 Oct 11

3 Samaria 6117 104 75 25 Nov11

TOTAL 115

Programa de EDF Venturi 2011

Instalación de mejoradores de patrón de flujo estranguladores de fondo tipo Venturi

Realizado

ventury simulaci�n.exe

• Minimiza y/o elimina el

comportamiento inestable debido

a la disminución del colgamiento

de líquidos y al área de flujo.

Profundización del punto de inyección con sarta de velocidad

Colgamiento

# Pozo Qo (bpd)

Agua (%)

Qbpd

Fecha prog.

1 Cunduacan 10A 314 50.5 100 Nov 11

2 Samaria 117 535 22.7 70 Dic 11

3 Samaria 1075 0 -- -- Ene 12

TOTAL 170

Programa de instalación de TF

Pozo Diametro("Ø)

Profundidad (m)

Qo(bpd)

Samaria 124 1 ½ 4,500 403

Samaria 1183 1 ½ 4,100 365

Íride 1108 1 ½ 4,200 226

Samaria 101 1 ½ 2,850 19

TOTAL 1,013

Pozos con sarta de velocidad

Profundización de puntos de inyección en BN (tubería flexible)

• Eliminación de ángulos rectos en elárbol de producción para minimizarlas caídas de presión.

• Prolongar la vida productiva de lospozos con bajo índice deproductividad.

Con bajante convencional Con bajante de gran radio

Resultados:

PozoAntes Después Qo

(bpd)Fecha de

instalaciónPrograma de sustituciónQo (bpd) Pc kg/cm2 Qo (bpd) Pc kg/cm2

Sam-5081 2,032 4 2,167 2 135 25-01-11 Feb-2012

Sam-2129 516 15 877 1 361 14-02-11 Feb-2012

Sam-7128 211 4 275 1 64 21-02-11 Mar-2012

Íri-1128 164 16 323 1 159 22-02-11 Mar-2012

Sam-5104 715 6 742 1 27 25-02-11 Mar-2012

Sam-2126 458 5.5 556 2 98 04-03-11 Abr-2012

TOTAL 847

Minimizar caídas de presión en bajantes de gran radio

Pozo Samaria 5081

Antes Después

Un ambiente integrado de datos y aplicaciones donde se generan análisis e ingeniería demanera rápida y eficiente.

Integra y captura datos desde la fuente que los genera, como los Aforos.

Visualización de mediciones de pozos y otros parámetros en tiempo real a diferentes frecuencias.

Visualización de reporte de producción del Activo e histórico.

Mapas de producción y acumuladosToma de acciones correctivas y documentación.

Vigilancia y alarmas

Monitoreo continuo de alarmas. Genera reportes integrales con datos de diferentes fuentes.

Diagnóstico Procesos y análisis nodal

Estudios de ingeniería que apoyan la toma de decisiones.

MedicionesMonitoreo del ActivoMapas de IngenieríaAcciones correctivas a tiempo

Monitoreo de explotación del yacimiento

Integración de datos

Sala de monitoreo

Misión:

Lograr el éxito geocientifico y mecánico delos pozos, con el fin de contribuir alcumplimiento de los programas deperforación en tiempo y forma.

Visión:

Ser un centro especializado de excelenciaen el monitoreo de intervenciones a pozosen tiempo real, brindando soporte técnicoy preventivo a la Coordinación de Diseño ya las unidades operativas del Activo deProducción Samaria – Luna.

Sala de monitoreo en tiempo real

En el Centro de Monitoreo del ASL se da seguimiento las 24 hrs a los parámetros críticos a través de una interfase que integra las principales variables y sus

valores de alarma

Monitoreo en tiempo real de variables críticas en el Activo Samaria Luna

Variables que se monitorean:

Compresoras•Presión de succión y descarga en módulos de gas amargo y unidades de B.N.

Baterías •Presiones en Gasoductos, Oleogasoductos, Colector de grupo, cabezales de medición y separadores•Presión en Patín de Medición.

Bombeo Neumático•Presión de succión, descarga y flujo en unidades de BN en compresoras, presión estática y flujo instantáneo en trampa la isla y volumen de gas inyectado y paro de los motocompresores.

CromatografíaPorcentaje de Nitrógeno en líneas de envío.

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

Inyección de fluidos

Perforación no convencional

Rma´s/Rme´s

Administración de la Energía

Planta de Trata-miento de agua

Planta NRU

Nuevas tecnologías

N2GASA

GASA+N2Agua

1

2

3

4

5

6

7

209 MMM PesosMáximo ValorEconómico

Los 7 elementos de la estrategia de ejecución

Comportamiento de la tendencia de declinación y proyección 2012

Miles de barriles por día

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Ene Fe

bM

arA

brM

ay Jun

Jul

Ago

Sep Oct

Nov Dic

Ene Fe

bM

arA

brM

ay Jun

Jul

Ago

Sep Oct

Nov Dic

Ene Fe

bM

arA

brM

ay Jun

Jul

Ago

Sep Oct

Nov Dic

Ene Fe

bM

arA

brM

ay Jun

Jul

Ago

Sep Oct

Nov Dic

FD = 14.7 %

Base

96.4

72.9 74.5

55.860.3

51.4

96.6

80.7

75.8

62.8 60.3

54.0

Incremental

-6.3 Mbpd

FDa = 25.1 %FDa = 24.5%

-15.9 Mbpd -13 Mbpd

Pozos operando 118





Pozos operando 112





Pozos operando 101





55.8

45.7

55.6 52.9

FD = 17.7 %

-2.7 Mbpd

Pozos operando 101





2009 2010 2011 2012

FDa = 16.4 % FDa = 17.1 % FDa = 6.3 % FDa = 4.8 %

Conclusiones

Se a disminuido la declinación total del Complejo Antonio J. Bermúdez de 17.1 % anual en el 2010 a 6.3 % anual para el 2011 y con una proyección de 4.8 % anual para el 2012.

Lo que ha representado mantener una plataforma de producción en el último año de 57,300 bpd y con una proyección promedio para el 2012 de 54,800 bpd.

Factores claves que han contribuido a la disminución de la declinación base es el empleo de nuevas tecnologías como son: Pozos horizontales con terminación semi inteligentes, reparaciones mayores y reentradas en la base del yacimiento, administración de la presión mediante el cierre de pozos con lata RGA, el mantenimiento de la presión con la inyección de fluidos, uso del bombeo electrocentrífugo entre otros.

11 Noviembre 2011

Avances en la estabilización de la producción base del Complejo

Antonio J. Bermúdez

Rafael Guerrero Altamirano CAJB2

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