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Área Carrizo, Campos MadurosRegión Sur

1

Resumen ejecutivo

REGIÓN SUR

Área

Carrizo


2

INDICE

PAG

1. Características del área 1.1. Descripción general 1.2. Características generales de los yacimientos 1.3. Características geológicas 1.4. Características de perforación 1.5. Condiciones socio‐ambientales

3 3 5 5 15 16

2. Desarrollo del área 2.1. Sistema 2D y 3D 2.2. Pozos perforados, cerrados, taponados y en producción 2.3. Resultados de la perforación 2.4. Mantenimiento de pozos 2.5. Producción histórica 2.6. Infraestructura 2.7. Mantenimiento de instalaciones

16

16 21 21 22 23 25 28

3. Potencial del área 3.1. Reservas de hidrocarburos y producción acumulada

29

29


3

1. Características del área

1.1. Descripción general

El Área Carrizo pertenece al complejo Antonio J. Bermúdez, del Activo Integral Samaria‐Luna, de la

Región Sur. Geográficamente se ubica en el municipio del Centro, Estado de Tabasco, a 8 km al

oeste de la ciudad de Villahermosa. (Figura 1).

Figura 1 Ubicación geográfica del campo Carrizo

GOLFO DE MEXICO


4

El Área Carrizo se ubica entre las coordenadas geográficas 93° 1´0” W y 92° 59´0” W. Su extensión

está determinada por las siguientes coordenadas geográficas (Figura 2).

Figura 2 Vértices del polígono superficial

Tabla 1 Coordenadas geográficas de los vértices del polígono superficial

Polígono Superficial

Vértice X Y

1 ‐93,983 17.983

2 ‐93,016 17.983

3 ‐93,016 18.016

4 ‐92,983 18.016


5

1.2. Características generales de los yacimientos

Esta área se ubica geológicamente en la provincia denominada Cuencas Terciarias del Sureste.

Pertenece a la cuenca de Comalcalco que es de tipo marginal pasiva. Su historia tectónica está

relacionada a dos grandes eventos: la orogenia Laramide, ocurrida a finales del Mesozoico, que

originó el característico plegamiento NW‐SE, de rocas carbonatadas y la orogenia Chiapaneca,

durante el Mioceno, ocasionando las intrusiones salinas, depósitos turbiditicos, depósitos deltáicos,

arenas de barrera y la dolomitización de las secuencias carbonatadas (mesozoicas).

El área tiene una superficie delimitada de 13.10 km2 y está formado por siete paquetes de arenas de

aceite negro con una profundidad promedio que varía entre 500 a 2,000 m y se caracteriza por tener

aceite pesado de 18 a 22°API y aceite extra pesado de 7 a 12°API.

CampoÁrea del

campo

Tipo de

YacimientoTipo de Roca

Porosidad

promedio

(%)

Permeabilidad

(mD)

Espesor

bruto (m)

Espesor

neto (m)

Profundidad

promedio

(mbMR)

Carrizo 13.01Estructural‐

EstratigráficoAreniscas 28 200‐400 155 1 ‐ 30 1,450

Propiedades petrofísicas

Tipo de

Yacimiento

Densidad (

°API)

RGA

promedio

(m3/m3)

P. Inicial

(kg/cm2)

P. actual

(kg/cm2)

µ @ cs

(cp)

Temp

(°C)

Boi

(m3/m3)

Rsi

(m3/m3)

Sal. del H2O de

Form (ppm)

P. Sat.

(Kg/cm2 )

Carrizo7‐ 12 y 18 ‐

2242 150.5 75 8.98 80‐86 1.1262 32.8 50,000‐75,000 139.2

Propiedades de los fluidos

Tabla 2 Propiedades de las arenas

1.3. Características geológicas

El área presenta depósitos de arenas de ambiente tipo fluvial, formado por canales entrelazados y

apilados, con barras potencialmente almacenadoras de hidrocarburos. El mayor desarrollo de arenas

se encuentra con una dirección noroeste – sureste (NW‐SE).

Mediante un análisis e interpretación de secuencias estratigráficas y ambientes sedimentarios del

pozo Carrizo 2, específicamente del intervalo 35 m a 2,200 m, se concluyó que la edad de las muestras

corresponde al Mioceno Superior y en la base a Pleistoceno. Las batimetrías postuladas para estas

muestras son de plataforma continental (fluvial y lagunar) a marino profundo (batial).

Se identificaron seis posibles ciclos de tercer orden: i) el ambiente sedimentario de los yacimientos

arenosos consisten de barras puntuales (río meándrico), ii) sedimentos de canal (ríos meándricos), iii)

arenas de desbordamiento (splays) en las planicies de inundación, ix) sedimentos finos de ambientes

lagunares, barras de barrera, x) sedimentos marinos de barras proximales, xi) complejo de abanicos de

talud, incluyendo probable flujo de escombros (Figura 3).


6

Figura 3 Interpretaciones de secuencias estratigráficas, ciclos y ambientes sedimentarios, pozo Carrizo 2.

Las formaciones productoras fueron descubiertas con el pozo Carrizo en 1962. , perforado a una

profundidad total de 1,780 m. Se probaron varias arenas de la sección cortada, algunas de ellas con

aceite extra pesado. El pozo fue terminado en el intervalo 1,464 ‐ 1,477 m, y se obtuvo una

producción inicial de 213 bpd de aceite, de 27 °API.

Entre 1965 y 1977, se perforaron 43 pozos con objetivo en los paquetes arenosos más profundos, por

debajo de 1,000 m., los cuales fueron fluyentes en intervalos de la secuencia sedimentaria del

Plioceno (arenas 8 a 18), aunque en algunos pozos, en la secuencia superior (arenas 1 a 6) del Plioceno

(Neógeno), se observó la presencia de aceite extra pesado, que no se explotó.

La producción de hidrocarburos se encuentra en arenas de edad Terciario y Plio‐Pleistoceno. Las

reservas existentes son de aceite pesado y extra pesado. Actualmente, la producción obtenida es de


7

aceite pesado; pero hay varias arenas con impregnación de aceite extra pesado, aún no probadas,

con potencial comercial.

En la columna geológica terciaria del área Carrizo se determinaron siete horizontes de lutita y siete

paquetes arenosos. Las arenas 1, 4 y 6 almacenan aceite pesado y las arenas 8, 12, 16 y 18, aceite

fluyente. De las arenas 1 a la 16, la edad es Plio‐Pleistoceno. La arena 18 es Plioceno medio (Figura 4).

Figura 4 Columna geológica estudiada del campo Carrizo

La arena 18 es la que presenta mayor acumulación de aceite fluyente en este campo. El espesor bruto

de este paquete arenoso es de 80 hasta 550 m. Esta arena, en el pozo Carrizo 201, está reducida a

CARRIZO 23

ARENA-1

ARENA-6

ARENA-4

ARENA-8

ARENA-12

ARENA-16

ARENA-18

LUT-1

LUT-4

LUT-6

LUT-8

LS-PLI-3.4

LS-PLS-2.56

LUT-12

LUT-16

LUT-18

PLIO-PLEISTOCENO (PARAJE SOLO)

PLIOCENO MEDIO

ACEITE PESADO

ACEITE FLUYENTE

1000

2000

1500

500


8

80m por efecto de una falla normal (Figura 5). La electrofacies que presenta esta arena es la típica de

un sistema deposicional progradante deltaica.

Figura 5 Sección sísmica mostrando la falla normal en el pozo Carrizo 201,

causando la ausencia parcial de la arena 18.

La forma de la electrofacies de la arena 16 es similar en ocasiones a la 18, similar a un depósito

deltaico. Se cree que este ambiente persistió incluso durante la sedimentación de la arena 16 (Figura

6). La impregnación de aceite fluyente en estas arenas es importante. El espesor bruto de esta arena

va de 174 a 250 m.

GSAY-134 CARRIZO-201 SAMARIA-4

oeste este


9

Figura 6 Electrofacies de la arena 16 del pozo Carrizo 16, probable edad Plio‐Pleostoce (Paraje Solo).

La arena 12 presenta mejor impregnación de aceite fluyente en la porción central del campo, aunque

en general las resistividades son pobres. El paquete de la arena 12 es más arcilloso; hay mayor

porcentaje de lutita que arena. El espesor bruto fluctúa de 180 a 300 m (Figura 7).

Figura 7 Electrofacies del paquete arena 12, pozo Carrizo 16.

La impregnación de aceite fluyente en el paquete de la arena 8 es pobre y presenta resistividades

bajas. Con base en las correlaciones estratigráficas, se determinó que la posición más alta, tomando

como referencia la lutita 8, está ubicada en la porción central de la estructura, como se observa en los

pozos Carrizo 1D, 11, 16, 17D, 18, 21, 36 y 40. El espesor bruto varía de un pozo a otro, desde 150

hasta 300 m. (Figura 8).

CARRIZO 16

Lutita-12

Lutita-16

Arena-12

SP

CARRIZO-16

Lutita-16

Lutita-18

Arena-16

Arena-18

L.S. 2.56 Ma VVVVVVVVVVVVVVVVVVVVVVVV

Plioceno medio

SP


10

Figura 8 Electrofacies del paquete arena 8 del pozo Carrizo 15. Las dos curvas a la derecha del registro es el

potencial espontáneo normal e invertido.

En el área Carrizo, el aceite extra pesado está almacenado en las arenas 1, 4 y 6. Con base en los

registros geofísicos, y apoyándose en las curvas de resistividad, se observó que los pozos con mayor

contenido de aceite pesado en las tres arenas están en la porción noroeste del campo (Figura 9).

Figura 9 Área Carrizo, mostrando los pozos que presentan

contenido de aceite extra pesado en las arenas 1, 4 y 6.

44

43

45

35

42

31

22

36

20

19

4

21

1114

6

39

415

10

25

23

26

27

8

13

12

1

28

16 9

18

40

37

383

34

30

125 000 126 000 127 000 128 000 129 000

-19 00

-20 00

-21 00

-22 00

-23 00

2

46

29

15

24

7

N CAMPO CARRIZO

201

32

17-D

= POZOS CON RESISTIVIDADES ALTAS DE ACEITE PESADO

CARRIZO 15

Lutita-8

Lutita-12

Arena-8

SP


11

El espesor bruto de la arena 6 va desde 164 hasta 300 m. La arena 4 varía de 124 a 327 m, y la arena 1

se calcula de 101 hasta 630 m de espesor bruto.

Se elaboraron 13 secciones estratigráficas, 5 con rumbo noroeste‐sureste y 8 con dirección noreste‐

suroeste, con un total de 40 pozos involucrados en las secciones (Figura 10). El pozo Carrizo 101 no se

consideró en las secciones debido a que se encuentra retirado del mallado de secciones.

Figura 10. Mapa índice de secciones del área Carrizo

La Figura 11 presenta una correlación estratigráfica del área. Se puede observar, con base en la

resistividad, que el aceite pesado no presenta gran acumulación de hidrocarburos, a excepción del

Carrizo 16, que tiene moderado desarrollo de resistividades en las arenas 16 y 18. Los pozos Carrizo 9

y 18 tienen buenas resistividades en la base de la arena 12.


12

Los primeros 5 pozos, de izquierda a derecha de la sección, presentan notables resistividades en las

arenas 1 y 4, que son precisamente las almacenantes de aceites extra pesados. El pozo Carrizo 23

presenta las resistividades más importantes en las arenas 1 y 4. Después están los pozos Carrizo 24,

12, 15 y 16; en este último pozo, las resistividades van disminuyendo. Los restantes pozos (Carrizo 9,

18, 30 y 41) no tienen resistividades importantes en las arenas 1, 4, 6 y 8 (Figura 11).

Es probable que exista alguna falla normal al noroeste del pozo Carrizo 16, debido a que se observan

más bajos los pozos Carrizo 23, 24, 12 y 15. Los paquetes arenosos de estos pozos se van

profundizando hacia el noroeste con respecto a los pozos 16, 9, 18, 30 y 41.

Tomando como referencia la lutita 18 y el límite de secuencia 2.56 Ma., es notable la diferencia de

desnivel entre los pozos Carrizo 16 y 24.

Figura 11 Correlación estratigráfica del área Carrizo, mostrando los siete paquetes de arena, hacia el

NW los paquetes arenosos se van profundizando.

A continuación se muestra otra correlación estratigráfica de la porción sureste del área Carrizo.

Aparentemente, los paquetes arenosos guardan cierto paralelismo. Se hizo aplanado en la lutita 1

(Figura 12). En esta sección se muestra la pobre impregnación de aceite extra pesado de la arena 6 y

CARR IZO-23 CARRIZO-24 CARRIZO -12 CARRIZO -15 CARRIZO -16 CARRIZ O-9 C ARRIZO-18 CARRIZO -30 CARRIZO -41

L UTITA-1

L UTITA-4

L UTITA-6

L UTITA-8

LUTITA-12

LUTITA-16

LUTITA-18

L.S. 2.56Ma

L.S. 2.56Ma L.S. 3.4Ma

L .S. 2.56Ma

ARENA-1

ARENA-4

ARENA-6

ARENA-8

ARENA-12

ARENA-16

ARENA-18

O O

OO

O OO

O

O

23 24

1215

16 918

30

41

N


13

regular contenido de aceite pesado de la arena 16 de los pozos 36 y 32. El Carrizo 42 presenta

notables resistividades en la arena 18.

Se aprecia el buen desarrollo arenoso deltaico que existió en el Plioceno Medio para dar origen a la

arena 18, con alrededor de 500 m de espesor, como se exhibe en los pozos Carrizo 42 y 35.

Aparentemente, en la sección de la Figura 12 no se percibe desplazamiento estructural alguno. Se

muestran los horizontes continuos.

Figura 12 Correlación estratigráfica al sureste del área Carrizo.

La Figura 13 es una correlación estratigráfica que muestra la buena impregnación de hidrocarburos

pesados en las arenas 1 y 4, escasa impregnación de aceite extra pesado en la arena 6, en los pozos

Carrizo 25, 7, 12 y 2. En el resto de las arenas de estos cuatro pozos, la impregnación es pobre. En el

Carrizo 201 prácticamente está ausente la impregnación de aceite extra pesado y ligero en las siete

arenas.

CARRIZO-42 CARRIZO-36 CARRIZO-32 CARRIZO-35 CARRIZO-41

O O

O O

O

42 36

32 35

41

N

LUTITA-1

LUTITA-4

LUTITA-6

LUTITA-8

LUTITA-12

LUTITA-16

LUTITA-18

L.S. 2.56MaL.S. 2.56Ma

L.S. 3.4Ma

ARENA-1

ARENA-4

ARENA-6

ARENA-8

ARENA-12

ARENA-16

ARENA-18

ARENA-18


14

Figura 13 Correlación estratigráfica al noroeste del área Carrizo.

En el Carrizo 201 se observa la reducción de espesor del Plioceno Medio, arena 18, debido a la acción

de una falla normal. Esta se logró verificar con la interpretación sísmica de la línea GSAY‐134 (Figura

14).

CARRIZO-25 CARRIZO-7 CARRIZO-12 CARRIZO-2 CARRIZO-201

O

O

O O

25

12 N

O 7

2

201


15

Figura 14 Línea sísmica GSAY‐134 donde muestra la falla normal que provoca la ausencia parcial del Plioceno

medio, arena 18 del Carrizo 201.

1.4. Características de perforación

Se han perforado 43 pozos en el área Carrizo. La perforación se hace normalmente en tres etapas

utilizando TR de 20”, 13 3/8, 9 5/8”, 7” y 6 5/8”. Los pozos se terminan con tubería de producción de

2 3/8” y 2 7/8” (Tabla 3).

Diámetro

(pg)Prof. (m) Lodo (gr/cm

3)

Conductor 16 24 1.05‐1.10

Intermedia 10 3/4 499 1.05‐1.10

Explotación 7 1700 1.20‐1.33

Tipopozos < 2000 mts

Diámetro

(pg)Prof. (m) Lodo (gr/cm

3)

Conductor 16 24 1.05‐1.10Intermedia 10 3/4 499 1.05‐1.10Explotación 7 1700 1.20‐1.33

Tipopozos > 2000 mts

Tabla 3 Asentamiento tipo de TR´s, área Carrizo.

SAMARIA-4 CARRIZO-201

L.S. 3.4Ma

L.S. 2.5Ma

LUT-1

LUT-6

LUT-8

Línea Sísmica GSAY-134


16

Las barrenas utilizadas fueron las ticónicas. Las conexiones superficiales de control, preventores

usados durante la perforación, así como el árbol, tienen capacidad de 5,000 lb/pg2. La temperatura y

presión promedio del yacimiento fluctuó entre 89 ‐ 92°C y 120 kg/cm2 de presión respectivamente.

1.5. Condiciones socio‐ambientales

La situación actual del área donde se localiza el campo Carrizo es un ambiente alterado debido a la

sustitución de la vegetación original por actividades productivas del hombre, llevadas a cabo durante

los últimos años. Predomina vegetación secundaria de pastizales y cultivos agrícolas para

autoconsumo. La actividad productiva predominante en la zona es de tipo industrial‐pecuario, razón

por la cual el suelo presenta, en forma generalizada, cierto grado de degradación físico‐biótica, con

pocas comunidades representativas de la flora y fauna nativas, debido principalmente al

desplazamiento y destrucción del hábitat natural por diversas actividades del hombre.

El estricto cumplimiento de las recomendaciones, tales como: medidas de mitigación, apego a la

legislación vigente, medidas de seguridad, protección y conservación del medio ambiente, programas

de mantenimiento, política de cero descargas y aplicación de programas de desarrollo sustentable

hacia las comunidades, mediante una gestión anticipada y negociación justa y satisfactoria,

garantizará la ejecución de las actividades operativas programadas, reduciendo así los riesgos de

conflictos socio‐políticos, haciendo factible el desarrollo del proyecto.

Por otra parte el impacto socioeconómico será positivo, ya que la economía local se beneficiará,

debido a la contratación de servicios y de personal no calificado, por la reactivación del campo Carrizo.

Entre los riesgos asociados al proyecto, podemos mencionar los sociales y/o políticos (afectaciones y

bloqueos de pozos) y el avance de los contactos agua‐aceite (impactan en las localizaciones a

perforar, al modificar las profundidades totales programadas, teniendo que reubicar o incluso

cancelar algunas futuras localizaciones).

2. Desarrollo del área

2.1. Sísmica 2D y 3D: líneas sísmicas e interpretación

Para el análisis de la geología estructural, se tiene la información sísmica 2D drbmdz2d disponible en

el área (Figura 2.1) también se utilizó sísmica 3D drajbmdz y las cimas provenientes de las

correlaciones estratigráficas de registros de pozos.


17

Figura 2.1. Ubicación de los cubos sísmicos 3D Antonio J. Bermúdez.

La sísmica existente 2D corresponde a líneas regionales que cortan parcialmente el campo en

diferentes direcciones (Figura 2.1) y la sísmica 3D cubre un 60 % del campo Carrizo (Figura 2.2).

En el 2004, fue adquirida la sísmica 3D con objetivos mesozoicos, cubriendo un área de 611 Km2. En

el 2006, se realizó la unión de tres cubos sísmicos, primer Fast‐Track A.J. BERMUDEZ, Canela 3D y

Bermudez 3D (Sur) con enfoque Terciario. La información sísmica tridimensional sólo cubre una

tercera parte de lo que actualmente ocupa el Campo Carrizo (Terciario).

Durante la fase de análisis de la sísmica 2D se ajustaron los diferentes parámetros para poder realizar

un amarre consistente. Se inició el proceso de interpretación y se ajustaron las líneas por diferencias

en tiempo.

Con esta información 2D se reconocieron cuatro reflectores, que fueron seguidos en toda el área. Sin

embargo, cabe destacar que los reflectores no siempre presentaron uniformidad en su carácter,

debido en parte a las continuas variaciones estratigráficas, a la pobre calidad de señal sísmica de las

líneas y a variaciones en el proceso de adquisición de campo y proceso.


18

El enfoque de la interpretación fue identificar posibles límites de secuencias sísmicas que pudiesen

tener un significado estratigráfico cuando la información se traslada a los pozos.

Se utilizó la tabla TZ, proveniente del análisis de velocidades (check‐shot) del pozo Samaria 101

(gemelo del Samaria 20), con la línea CRCA‐151 para establecer una correlación entre sísmica y pozo,

como base para realizar la interpretación de las líneas sísmicas en el campo Carrizo, Tabla 2.1

Los resultados de la interpretación fue que estructuralmente el campo está conformado por una

estructura dómica asimétrica alongada en dirección noroeste sureste. También se alcanzaron a

distinguir fallamientos mayores a nivel de líneas sísmicas, que permitieron ver la posición estructural

relativa de una arena con respecto a otra.

A continuación se muestran, a manera de ejemplo, algunos resultados del análisis de la información

sísmica, Figuras 2.3.

Tabla 2.1. Tabla tiempo‐profundidad a partir del reporte original del check‐shot del pozo Samaria 101. En el diagrama a la izquierda aparece la función original (azul) y la ajustada y re‐muestreada (en verde). La función ajustada corrigió ligeramente la velocidad del primer punto de disparo y permitió un mejor amarre con sísmica.


19

Figura 2.2. Ubicación de las líneas sísmicas regionales disponibles en este trabajo y ubicación de los campos Carrizo, Íride, Crisol y Platanal.

Campo

Carrizo

Campos:

Iride_Crisol

Campo

Platanal


20

Figura 2.3 Interpretación de los tres reflectores principales en el campo Carrizo Terciario, línea G SAY‐134

SAMARIA-4 CARRIZO-201

L.S. 3.4Ma

L.S. 2.5Ma

LUT-1

LUT-6

LUT-8

Línea Sísmica GSAY-134


21

2.2. Pozos perforados, cerrados, taponados y en producción

Se tienen 43 pozos perforados, de los cuales 30 están cerrados y 13 taponados (tabla 2.2.1).

Campo Operando Cerrados Taponados Total

Carrizo 0 30 13 43

Resumen del Estado de Pozos

Campo Carrizo

Tabla 2.2.1 Estado de pozos, diciembre/09, del Bloque Carrizo

2.3. Resultados de la perforación

A continuación se muestran los resultados de la actividad realizada en el Área Carrizo en

diferentes años. El espaciamiento entre los pozos del bloque es de 400 m.

Año Pozo Tiempo de intervención

Gasto inicial de Aceite (BPD)

Gasto inicial de Gas(MMPCD)

P R P R P R

1962

Carrizo 1 25 30 100 212 0.1 0.155949

Carrizo 1D 30 58 100 377.39 0.1 0.250593

Carrizo 2 25 34 100 98 0.1 0.12

Carrizo 6 50 65 100 83 0.1 0.09

Carrizo 7 27 34 100 22.01 0.1 0.039623

Carrizo 8 32 40 100 87 0.1 0.11

Carrizo 9 22 26 100 266.37 0.1 0.23

Carrizo 11 30 37 100 352.23 0.1 0.21

1963

Carrizo 4 35 44 100 150.96 0.1 0.15

Carrizo12 13 14 100 241.53 0.1 0.031076

Carrizo 14 30 38 100 75.48 0.1 0.109334

Tabla 2.3.1 Perforaciones realizadas en el bloque


22

2.4. Mantenimiento de pozos




P R P R P R

1965 Carrizo 14 3 6 60 59 0.001 0.01854

Carrizo 18 7 10 50 65 0.001 0.018222

1967

Carrizo 15 12 12 70 27 0.001 0.009852

Carrizo 20 10 8 90 145 0.001 0.03987

Carrizo 23 8 6 90 120 0.001 0.035032

1968 Carrizo12 15 29 100 345 0.001 0.149133

Carrizo 13 12 17 100 240 0.001 0.076774

1969

Carrizo 9 10 8 100 520 0.001 0.221846

Carrizo 11 10 12 100 220 0.001 0.169192

Carrizo 17 10 11 100 200 0.001 0.08419

Carrizo 17D 15 33 100 305 0.001 0.128404

1970

Carrizo 1D 10 10 100 328.96 0.001 0.056503

Carrizo 4 10 8 75 125 0.001 0.051206

Carrizo 15 16 21 75 44 0.001 0.017021

Carrizo 16 19 26 75 140 0.001 0.039269

Carrizo 18 14 11 110 280 0.001 0.078575

Tabla 2.4. Reparaciones mayores realizadas en el bloque




P R P R P R

1967

Carrizo 2 3 4 50 0 0.001 0.000

Carrizo 2 3 5 50 0 0.001 0.000

Carrizo 4 3 4 50 0 0.001 0.000

Carrizo 4 3 3 50 345 0.001 0.122

Carrizo 6 6 11 50 105 0.001 0.038

Carrizo 8 4 7 50 0 0.001 0.000

Carrizo 9 3 3 50 235 0.001 0.214

Carrizo 9 3 2 50 210 0.001 0.216

Carrizo 14 3 5 50 175 0.001 0.062

Carrizo 14 3 3 50 S/D 0.001 0.000

Carrizo 15 3 54 50 18 0.001 0.007

Carrizo 17D 4 5 50 350 0.001 0.118

Carrizo 19 3 8 50 60 0.001 0.029

Carrizo 22 3 6 50 0 0.001 0.000

Tabla 2.5. Reparaciones menores realizadas en el bloque


23

2.5. Producción histórica

La producción del campo Carrizo se divide en cuatro periodos, diferenciados por la perforación y

ejecución de reparaciones mayores a los pozos. La Figura 2.5.1. muestra la historia de

producción del campo y los pozos.

Periodo uno. De 1962 a 1965, se perforaron 23 pozos, de los cuales se incorporaron a

producción solo 12, para acumular una producción de aceite de 5.17 MMbls. Este periodo

continuó hasta 1969, con una fuerte declinación en la producción de aceite, por un alto

incremento de la producción de agua y el flujo fraccional, que llegó a ser del 45%, en algunos

meses. Este flujo se redujo a medida que se cerraban los pozos. La máxima producción en este

periodo fue de 1,550 bpd de aceite y 0.75 MMpcd de gas.

Periodo dos. Se perforaron siete pozos y se cambió de intervalo para la mayoría. Por esta razón,

a partir de 1971, la curva de aceite comenzó a incrementarse, así como la de los pozos activos.

En este periodo se alcanzó una producción máxima de 2,200 bpd de aceite y 2.75 MMpcd de

gas. La producción de agua y el flujo fraccional se incrementaron de forma normal y alcanzaron

niveles semejantes a los del periodo uno, cerca del 30%. La producción de aceite comenzó una

declinación acelerada a partir de 1973 hasta el final del periodo, mediados de 1976. En este

lapso, la producción bajó de 2,000 bopd a 270 bopd, y el número de pozos activos bajó de 14 a

cuatro.

Periodo tres. Periodo de transición. Las producciones de fluidos presentó una tendencia

errática. La de aceite declinó en forma gradual hasta 1982, momento en que se realizó un

programa acelerado de reactivación de pozos y reparaciones, por lo que se llegó a tener 14

pozos activos. La producción alcanzó un máximo de 940 bpd de aceite y una menor producción

de agua y gas. La producción entre 1988 y 1989 fue fluctuante, ya que se realizaron trabajos en

los pozos.

Periodo cuatro. En este periodo, el promedio de pozos activos fue de 13. En general, se mostró

una tendencia de mantenimiento de producción de aceite y una declinación creciente de la

producción de agua, llegando a niveles de 63% de flujo fraccional. La producción máxima del

periodo fue cercana a los 1,200 bpd de aceite, la cual comenzó a declinar drásticamente a

mediados de 1997 por la entrada de agua, lo que ocasionó que se cerraran la mayoría de pozos.

El campo fue cerrado oficialmente en diciembre del 1999 y por último, durante los años 2000 y

2001 se realizaron pruebas tecnológicas en ocho pozos con el objetivo de reactivar el campo,

por lo que durante poco tiempo en un lapso muy corto, los pozos fueron cerrados por falta de

recursos presupuestales.


24

Figura 2.5.1 Comportamiento histórico de la producción Campo Carrizo


25

2.6. Infraestructura

La infraestructura utilizada para incorporar la producción de aceite y gas proveniente del campo

Carrizo consiste de cuatro cabezales foráneos, 30 líneas de descarga, una red de bombeo

neumático y una batería de separación denominada batería Carrizo. (Figura 2.6.1)

La producción de aceite recolectada en los tanques de almacenamiento era bombeada a un

oleoducto de 8” x 13 km hacia la batería Samaria II y el gas era comprimido a la succión de la

unidad de recuperación de vapores de compresoras Samaria II o bien venteado a 100 m de la

batería (Figuras 2.6.2 y 2.6.3).

Actualmente, las instalaciones están fuera de operación y el campo se encuentra cerrado, por lo

que no se tiene establecido un programa de mantenimiento.

Figura 2.6.1. Manejo de la producción de aceite y gas en batería Carrizo.


26

Figura 2.6.2. Manejo de la producción de aceite


27

Figura 2.6.3 . Muestra del manejo de la producción de gas.


28

A continuación se muestra la capacidad instalada de la infraestructura del área en estudio.

2.7. Mantenimiento de instalaciones

El mantenimiento de los sistemas y equipos del campo Carrizo consistió en la restauración y

sustitución de partes a intervalos predeterminados mediante programas de mantenimiento

predictivo en períodos cíclicos.

Producción de Aceite y Gas Estado de Pozos

Equipo de Separación

No.

12

Tanques Oleoducto (Manejo de Aceite)P. Inicial

No. (Kg/cm2)

1

2 Gasoducto (Manejo de Gas)

P. Inicial(Kg/cm2)

Industria Limpia Anomalías

Equipo de Bombeo

No.

Existen conexiones

No se ha realizado mantenimientos a los ductos e instalaciones del Campo Carrizo, se requiere antes de su reactivación para preservar a los asentamientos humanos existentes como al medio ambiente.

Observaciones:

(bpd) (Kg/cm2) (Hrs/Día)

-

Marca Tipo o Bombeo

No identificadas

Capacidad (HP)Eléctrica Cap. de Presión Tiempo

Desc. de Bomb. Estado ActualComb. Int.

En trámite

5.7 1.0 Compresoras Samaria II

6

Diam. (Pulg)

Long. (Km)

Destino

Prueba 500 Fuera de operación

13 12 Cabezal Interior Batería Samaria II

Almacenamiento

10,000 Fuera de operación

Uso Estado Actual(Bls) 8

CapacidadDiam. (Pulg)

Long. (Km)

Destino

Fuera de Operación Prueba Vertical 72 20 15000 20 5.0 Fuera de Operación

Kg/cm2)Grupo Vertical 72 20 15000 20 7.5

(Pies) (Pulg) (bpd) (mmpcd)Uso Tipo Alto Aceite

30 13

Largo/Diam.

Capacidad Capacidad PresiónGas de Sep. Estado Actual

0 0 0 43

Con Posib. Taponados

857 857 351 25.5 0.547 1.120 1.667 0

B. Neum. BNI BM TotalFormación Inyectado Total FluyenteBruta Neta Agua Agua Producción ( bpd ) % Producción de Gas (mmpcd) Pozos Productores en Operación Pozos Cerrados

Recuperadora de vapores Existen conexiones


29

También se realizó mantenimiento correctivo a los equipos y elementos de los sistemas por

fallas eventuales, que consistieron básicamente en el reacondicionamiento o sustitución de

partes.

Del año 2000 a la fecha, los equipos y sistemas se encuentran fuera de operación, por lo que

desde entonces no se ha dado mantenimiento y se han desmantelado los sistemas y partes de

sus equipos.


30

3. Potencial del área

3.1. Reservas de hidrocarburos y producción acumulada

El volumen original de aceite del campo Carrizo es de 308 MMb. Las reserva remanente

certificada 3P, al 1 de enero del 2010, es de 49.80 MMb de aceite, y 5.80 MMMpc de gas. La

producción acumulada a esa misma fecha es de 14.86 MMb de aceite y 9.60 MMMpc de gas.

Por las características de las arenas que tienen aceite extra pesado, aún no explotado, y las

reservas remanentes, existe una gran área de oportunidad con potencial de desarrollo

importante (Tabla 3.1).

MMb MMMpc MMb MMMpc MMb MMMpc MMb MMMpc MMb MMMpc

Carrizo Arenas terciario 308.06 64.00 14.86 9.6 0.00 0.00 5.00 3.3 49.80 5.80

Total bloque 308.06 64.00 49.80 5.80

Vol. Orig. Aceite @ cs

Vol. Orig. Gas @ csYacimientoCampo

Acum AReservas

1P 2P 3PAcum G

Tabla 3.1. Reservas de hidrocarburos Bloque III, campo Carrizo.

Download - 2010 11 24 Resumen Area Carrizo - contratos.pemex.comcontratos.pemex.com/anteriores/region_sur/areas/carrizo/Documents/... · Área Carrizo, Campos Maduros Región Sur 3 1. Características

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