Sanchez Magallanes

Administración Integral de Yacimientos

“Proyecto de ExplotaciónOgarrio-Sánchez Magallanes”

Córdova Hernández Alejandra Grimaldo López Rodrigo Hernández Rivera Edgar López Chávez Paola Elizabeth Magallones Ríos Guillermo Salas Santiago Elena


El proyecto Ogarrio Sánchez Magallanes ‐ pertenece al Activo Integral Cinco Presidentes, en la Región Sur de Pemex

Exploración y Producción (PEP).

Geográficamente, se localiza en el sureste de México, al norte del Istmo de Tehuantepec

aproximadamente a 50 km al oriente de la ciudad de Coatzacoalcos, Veracruz, en la cuenca

Salina del Istmo, en la porción occidental del Estado de Tabasco.

Ubicación

Factor de Recuperación:

FACULTAD DE INGENIERÍA

Proyecto Fr (%) TotalInstantaneo

Fr (%) Proyectado

1P

Fr (%) Proyectado

2P

Fr (%) Proyectado

3P

Ogarrio-Sánchez Magallanes

25.34 29.84 28.90 29.68


• Reservas:

Volumen original Reserva remanente de hidrocarburos Reserva de gas

Crudo Gas natural

Petróleo crudo

equivalente

Crudo Condensado

Líquidos de

planta *

Gas seco

Gas natural

Gas seco

mmb mmmpc mmbpce mmb mmb mmb mmbpce mmmpc mmmpc

6,167.0 114.4 91.2 0.0 9.3 13.9 107.2 72.5

Reservas probadas desarrolladas produciendo de hidrocarburos al 1 de enero de 2013.



Crudo

Gas natural Petróleo crudo

equivalente

Crudo Condensado

Líquidos de

planta *

Gas seco

Gas natural

Gas seco

mmb mmmpc mmbpce mmb mmb mmb mmbpce

mmmpc mmmpc

1.7 15.0 111.5 84.7 0.0 10.5 16.3 130.1 84.8

Reservas probadas desarrolladas no produciendo de hidrocarburos al 1 de enero de 2013



Crudo Gas natural

Petróleo crudo

equivalente

Crudo Condensado

Líquidos de

planta *

Gas seco

Gas natural

Gas seco


mmmpc mmmpc

6,752.2 6,182.0 267.2 208.0 0.0 23.4 35.8 282.4 186.0

Reservas probadas (1P) de hidrocarburos al 1 de enero de 2013



Crudo Gas natural

Petróleo crudoequivalente

Crudo Condensado

Líquidos de

planta *

Gas seco

Gas natural Gas seco


mmmpc mmmpc

6,852.3 6,334.7 332.3 259.4 0.0 28.9 44.0 346.8 228.8

Reservas probadas más probables (2P) de hidrocarburos al 1 de enero de 2013



Crudo Gas natural

Petróleo crudo

equivalente

Crudo Condensado

Líquidos de

planta *

Gas seco

Gas natural

Gas seco


mmmpc mmmpc

6,956.6 6,461.3 426.0 333.4 0.0 36.7 55.9 468.4 290.5

Producción acumulada

2012 al 1 de enero de 2013

PCE Crudo Gas natural PCE Crudo Gas natural

mmbpce mmb mmmpc mmbpce mmb mmmpc

44.4 35.1 42.6 2,172.4 1,785.4 2,198.7

Producción de hidrocarburos Producción Acumulada

Reservas Totales 3P de hidrocarburos al 1 de enero de 2013


Características Generales del Proyecto

El área de estudio está conforma profundidades que varían entre los 2000 a 3200 m y está caracterizado por contener aceite ligero de 31 a 34°API.

Los yacimientos de los campos Otates‐Sánchez Magallanes son de la edad terciaria y se han identificando 86 cuerpos arenosos (20 en Otates y 66 en Sánchez Magallanes) dentro de las formaciones Concepción Superior, Concepción Inferior y Encanto.


Figura 2. Estilo Estructural de los cuerpos de arena y geometría de la sal.


Localización geográfica.

Los campos que forman parte del Proyecto Ogarrio-Sánchez Magallanes se localizan entre los límites de los estados de Veracruz y Tabasco. Se limita al norte por el Golfo de México, al sur por los plegamientos de la Sierra de Chiapas, al oeste por la cuenta terciaria de Veracruz y al este por la cuenca terciaria de Comalcalco. Este proyecto comprende un área de explotación de 10 820 Km^2

.


1.Comparativo “Otates-Sánchez Magallanes”

1.- Campo Otates2.- Campo Sánchez MagallanesY de los cuales tenemos los datos de las siguientes Propiedades:


Aspectos relevantes.

Historia de producción.

La perforación exploratoria en el área comenzó en 1959 con la perforación del pozo Sánchez Magallanes‐3, el cual entra en producción en diciembre de 1960, mediante terminación doble produciendo aceite de 33° API y gas en cuerpos arenosos, con una producción inicial de 277 bpd, RGA de 98 m3/m3, arenas provenientes de la formación Encanto del Mioceno Inferior.La primera etapa de explotación del campo, comprendida de 1960 a 1966, se caracterizó por la perforación masiva de pozos, llegando a ser de 383, con los cuales se alcanzó una producción máxima de 194,311 bpd de aceite y 32.5 mmpcd de gas. En el periodo de 1964 a 1965, se identificó una marcada declinación en la producción debido a la presencia de parafinas y arenamiento en los pozos. Se restableció la producción de 1968 a 1988.


A partir de 1989, el campo presentó una declinación casi constante, con un incremento en la producción de agua y en la RGA, hasta producir en 2014 7,477 bpd de aceite y 12 mmpcd de gas. Por tal motivo en 1978 se implantó el sistema de inyección de agua a los yacimientos más depresionados. El comportamiento observado posteriormente indica una mediana respuesta a la inyección de agua, a pesar de los grandes volúmenes inyectados (baja eficiencia). Estos fuertes ritmos de inyección pudieron haber contribuido en el notable incremento del flujo fraccional de agua, por surgimiento prematuro de dicho fluido en los pozos productores.Por otro lado, en 1986 se inició la explotación de yacimientos de gas húmedo a través de seis pozos, que aportaron más de 21 mmpcd. Al abatirse la presión en un año, quedaron operando únicamente tres pozos con una producción total de 5 mmpcd.El campo continúo con una declinación constante y una disminución de pozos operando hasta el 2003 cuando se retoma la perforación de pozos intermedios en el área sur, para observar ligeros incrementos de producción.


Edad del Campo Edad del Campo

Maduro-Marginal Joven

Blasillo Brillante

Cinco Presidentes Guaricho

Los Soldados Rabasa

Magallanes-Tucán-Pajonal

Ogarrio

Rodador

San Ramón

Campos del ProyectoLos campos que conforman el proyecto son los siguientes: Ágata, Arroyo Blanco, Arroyo Prieto, Bacal, Blasillo, Brillante, Cerro Naanchital, Cinco Presidentes, Concepción, Cuichapa-Poniente, El Burro, El Plan, El Tigre, Filisola, Guaricho, Gurumal, Ixhuatlán, Ixhuatlán Oriente, La Central, Lacamango, Laguna Nueva, Los Soldados, Magallanes-Tucán-Pajonal, Moloacán, Nelash, Nuevo Teapa, Ogarrio, Otates, Palmitota Oriente, Panal, Pomela, Rabasa, Rabón Grande, Rodador, San Ramón, Santa Ana, Santa Rosa, Tacuilolapa, Tiumut,Tonalá.


Campos Área del Campo

Tipo de Yacimiento Tipo de Roca Porosidad(%)

Otates 12.44 Estructural-Estratigráfico

Areniscas 19-25

S. Magallanes78.51

Estructural-Estratigráfico

Areniscas 11-26

Campos Permeabilida

d

(md)

Espesor

Bruto

(m)

Espesor

Neto (m)

Profundidad

(m)

Otates 11-155 45 33 2,200

S.

Magallan

es

10-15190 60 2,500

Propiedades Petrofísicas


Campos Densida

d

°API

RGA

()

Qoi

(bpd)

P. Inicial

(kg/)

P. Actual

(kg/)(cp)

Otates 34 252 250 186-245 60-220 5.27-6.4

S.

Magallan

es

33234 277 100-301 80-246 8.02-

15.99

Campos Temp

(°C)

Boi

()

Rsi

()

P. Sat

(kg/)

Otates 71-89 1.56 191-237 186-245

S.

Magallan

es

54-1001.2-1.6 86-145 100-301

Propiedades de los Fluidos


•Alineación estratégica

1.Objetivo.El objetivo del proyecto Ogarrio-Sánchez Magallanes es recuperar en el horizonte año 2013-2027, una producción acumulada de 257 MMB de aceite ligero y 339 MMMPC de gas asociado; se tiene contemplado, esencialmente, la perforación y terminación de 129 pozos, 1176 reparaciones mayores, 269 reparaciones menores a pozos y la construcción de la infraestructura necesaria para la explotación de los campos Rabasa, Guaricho y Brillante, así como actividades necesarias para la eficiente operación de las instalaciones de producción e infraestructura general.

2.Estrategias.A continuación se emiten recomendaciones que la Comisión considera pueden apoyar en la mejora de análisis de alternativas y su selección, lo que permitirá alcanzar mayores factores de recuperación de los campos del proyecto.

Para el desarrollo del proyecto PEMEX analizó y evaluó:

a) Se requiere un análisis exhaustivo de tecnologías para estar en posibilidad de determinar la combinación tecnológica óptima para obtener el máximo valor económico de los campos y sus yacimientos. Por lo anterior, la CNH considera que PEMEX debe mejorar el análisis que realiza para presentar las alternativas debido a que parecen ser estudios de sensibilidad de una sola alternativa.


Además, no contempla un análisis por campo en temas fundamentales como administración de yacimientos, caracterización de yacimientos, adquisición de información para la actualización de modelos sistemas artificiales de producción, creación de los modelos de simulación, definición de los métodos de recuperación secundaria y/o mejorada a implementar en los campos del proyecto y optimización del manejo de la producción en superficie. La carencia de análisis de tecnologías alternativas en los aspectos antes señalados limita la identificación del plan óptimo de mantenimiento o administración de la declinación.

b) Relacionado con el punto anterior, la alternativa seleccionada se tuvo como base los indicadores económicos y el riesgo asociado, pero no se trata de una optimización de la estrategia de explotación. Se debe tener especial cuidado en optimizar la administración de los yacimientos para aumentar el valor del proyecto.


c) PEMEX debe evaluar los métodos de recuperación mejorada en todos los campos del proyecto donde apliquen. d) La Comisión considera necesario que PEP incorpore, en el análisis de alternativas, la optimización y el mantenimiento de infraestructura que le permita mantener la seguridad y la rentabilidad en el largo plazo. e) Es importante que PEP describa detalladamente el tipo de tecnología que pretende utilizar con el fin de apoyar en la estrategia de explotación, relacionados con aspectos de limpieza de pozos, solución de problemas mecánicos, eficiencia del levantamiento artificial y control de agua, gas y sólidos producidos.

• Datos Geológicos:

• Se identifican tres unidades de roca que tienen condiciones para generar hidrocarburos,

• a) Jurásico Superior Oxfordiano, b) Jurásico Superior Tithoniano, c) Mioceno Inferior.



• Principales Plays del proyecto Holok1. Play Plioceno-Pleistoceno2. Play Mioceno Superior3. Play Mioceno Medio4. Play Mioceno Inferior5. Play Oligoceno 6. Play Eoceno-Paleoceno7. Play Cretácico Fracturado8. Play Cretácico Superior Brechas9. Play Jurásico

• Plays de comparación.


Play Ubicación Hidrocarburo producido

Chicontepec Cuenca Tampico-Misantla Aceite de pesado a ligero

Mioceno-Plioceno Cuenca Tampico-Misantla Gas seco y húmedo

Arenas turbidíticas Cuenca Veracruz Gas seco

Arenas en Pliegues por inversión

Provincia del Sureste Gas y aceite ligero

• Datos Estructurales:


Play Mioceno Inferior

Gas Húmedo

Base: Areniscas grano grueso

Cima: areniscas grano medio-grueso

Play Mioceno Medio

Gas Seco

La porosidad varía de 18 a 32 %

La permeabilidad alcanza hasta 1 Darcy

Play Eoceno-Paleoceno

Aceite Ligero

Lutitas

• Datos Técnicos:


Propiedades físicas Datos promedio Unidades

Pb 235 [kg/cm2]Rs 214.54 [m3/m3]Bo 1.25 [m3/m3]Bg 0.0072 [m3/m3]Ø 20.375 %

Área 7836 [km2]

• Volumen Original


• Volumen Original


12938 [mmbpce]

Concepto Unidades 2014 2015 2016 2017 20182011-2059

mmb

Producción de aceite

mbd 0 0 0 5 9 3,426

Concepto Unidades 2014 2015 2016 2017 20182011-2059 mmmpc

Producción mmpcd 0 0 38 206 428 9,819

de gas


• Producción acumulada de aceite

2000 2010 2020 2030 2040 2050 2060 20700

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

Np vs Tiempo

Np (mmb)

Np

(mm

b)

Tiempo (años)


• Producción acumulada de gas

2000 2010 2020 2030 2040 2050 2060 20700

2000

4000

6000

8000

10000

12000

Gp vs Tiempo

Gp (mmmpc)

Gp

(mm

mpc

)

Tiempo (años)

• Alternativas de Explotación


Opción 1• Perforación de 154 pozos exploratorios• Recurso medio de 6,210 [mmbpce]• Inversión total estimada 240,735 [millones de pesos ]

Opción 2• Perforación de 153 pozos exploratorios• Recurso medio de 6,143 [mmbpce]• Inversión total estimada 239,103 [millones de pesos]

• Análisis de las Alternativas de Explotación Opción 1


Recurso Medio de Riesgo, Opción 1, [mmbpce]

Recursos a evaluar 2014 2015 2016 2017 2018 2014-2043

P10 14 0 0 0 0 4,507

Media 235 220 203 311 241 6,210

P90 526 639 502 707 561 9,267

Opción 2

Recursos prospectivos a evaluar, Opción 2, [mmbpce] Recursos a

evaluar 2014 2015 2016 2017 2018 2014-2043 P10 104 23 95 21 0 4,436

Media 504 386 475 226 136 6,143

P90 993 827 1,105 480 382 8,831

Opción 1


Ingresos totales, Opción 1, [mmpesos]

Concepto 2014 2015 2016 2017 2018 2014-2059

P10 0 0 0 794 1,137 3,826,527

Media 0 0 1,337 8,987 17,642 4,333,241

P90 0 0 3,011 21,758 44,977 5,036,589

Opción 2Ingresos totales, opción 2, [mmpesos]

Concepto 2014 2015 2016 2017 2018 2014-2059

P10 0 0 0 794 1,137 3,815,935

Media 0 0 1,337 8,987 17,642 4,301,544

P90 0 0 3,011 21,758 44,977 4,977,117

Opción 1


Opción 2

Pozos exploratorios a perforar, opción 1.

Concepto Unidades 2014 2015 2016 2017 2018 2014-2043

Pozos exploratorio Número 8 5 7 6 6 154

Pozos exploratorios a perforar, opción 2.

Concepto Unidades 2014 2015 2016 2017 2018 2014-2043

Pozos exploratorios Número 7 6 9 7 4 153

Opción 1 (mmpesos)


Concepto 2014 2015 2016 2017 2018 2014-2043Inversión

exploratoria10,515 7,912 8,555 8,144 7,367 240,735

Estratégica 10,187 7,678 8,256 7,855 7,112 232,089 Pozos (a) 9,630 7,303 7,909 7,574 6,909 221,196

Sísmica(b) 237 230 140 91 25 5,038

Estudios© 320 145 207 190 178 5,855 Operacional 328 234 299 289 256 8,646

Inversión Total 31,217 23,502 25,366 24,143 2,1847 713.559

Opción 2 (mmpesos)Concepto 2014 2015 2016 2017 2018 2014-2043

Inversión exploratoria

12,421 10,939 16,534 9,329 6,019 239,103

Estratégica 12,093 10,705 16,235 9,039 5,764 230,456 Pozos(a) 11,536 10,330 15,888 8,758 5,561 219,563 Sísmica(b) 237 230 140 91 25 5,038 Estudios(c) 320 145 207 190 178 5,855Operacional 328 234 299 289 256 8,647Inversión Total 36,935 32,583 49,303 27,696 17,803 708,662

• Criterios para seleccionar la mejor alternativa


Maximizar el valor económico del proyecto.*Obtener mayores niveles de recursos prospectivos a evaluar.*

Optimizar el costo de descubrimiento.*

• Selección de la mejor alternativa


Indicadores económicos antes de impuestos y recursos prospectivos, alternativas 1 y 2.

Concepto Unidad Opción1 (seleccionada) Opción 2

VPN/VPI pesos/pesos 1.09 0.83

VPN mmpesos 144,076 128,788

Recursos Prospectivos mmbpce 6,210 6143

1) Maximizar el valor económico del proyecto

1) Maximizar el valor económico del proyecto

2) Obtener mayores niveles de recursos prospectivos a evaluar.


1) A2) Obtener mayores niveles de recursos prospectivos a evaluar.

3) Optimizar el costo de descubrimiento.

Costo de descubrimiento, indicadores económicos antes de impuestos y recursos prospectivos, alternativas 1 y 2.

Concepto Unidad Opción1 (seleccionada) Opción 2

Costo de descubrimiento usd/bpce 2.82 2.83

VPN mmpesos 144,076 128,788

Recursos prospectivos mmbpce 6,210 6143


• Anexos: En el presente trabajo se contempla:

Tipos de equipos de perforación

Pozos exploratorios tipo

Tipos de pruebas de formación y producción


• Conclusión de selección de alternativa:

La mejor opción a implementarse es la opción 1

Opción 1 Opción 2Pozos perforados 154 153

Período (años) 33 33Recurso medio con riesgo (mmbpce) 6,210 6,143

Inversión exploratoria (mdp) 240,735 239,103Inversión estratégica (mdp) 232,089 230,456Inversión operacional (mdp) 8,646 8,646

VPN (antes de impuestos en mdp) 144,076 128,788Índice de utilidad (peso/peso) 1.09 0.83


• Anexos Supuestos Financieros

Concepto Valor UnidadPrecio del crudo 91.58 [usd/barril]

Precio del gas 5.61 [usd/mpc]Tasa de descuento 12 [%]

Tipo de cambio 12.76 [pesos/usd]Equivalencia gas-petróleo crudo

equivalente5 [mpc/b]


Características de las plataformas empleadas en la perforación exploratoria de aguas profundas del Golfo de México. Actualmente operando Max Smith y PetroRig III.


Área Oportunidad Año

Holok Lakach-1001 2011

Holok Nen-1 2011

Holok Piklis-1 2011

Holok Ahawbil-1 2012

Holok Kajkunaj-1 2012

Holok Makkab-1 2012

Holok Ajaw-1 2013

Holok GMB_OPT28_HLK3 2013


Holok Yoka-1 2013

Holok Iktanil-1 2015


Área Oportunidad Año

Holok Tumtah-1 2015

Holok Kunah-1 2017

Holok Atal-1 2018

Holok Nokoy-1 2018



Holok Atan-1 2020



Holok Makan-1 2023



• Aspectos Ambientales:

El proyecto Holok forma parte del proyecto Golfo de México B, incluido dentro de una poligonal denominada por PEP como proyecto Integral Marino de la Región Norte, autorizada en materia de impacto y riesgo ambiental por SEMARNAT desde 2005 mediante el oficio resolutivo del Proyecto Integral Marino de la Región Norte, número S.G.P.A./DGIRA.DEI.0306.05, de fecha 4 de febrero de 2005.


• Condiciones Necesarias de Seguridad:

En referencia a los aspectos de seguridad industrial para el proyecto de exploración Holok, Pemex señala que existen riesgos inherentes a la naturaleza.

Los riesgos identificados son comunes para las alternativas planteadas, y están asociados a los aspectos: técnicos, tecnológicos, económicos, sociales, ambientales, salud y de seguridad.

Además, se tienen las siguientes medidas y planes de contingencia: implantación del sistema integral de administración de la Seguridad, Salud y Protección Ambiental (SSPA), que incluye los lineamientos y procedimientos para la capacitación, análisis de riesgos, planes y respuesta a emergencias, integridad mecánica, así como control y restauración de las áreas en las que se llevan a cabo actividades que pudieran impactar al ambiente.


• Crystal

• Bibliográfia:

Cartera de proyectos Petróleos Mexicanos. WEC México 2010

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