pronÓstico de producciÓn de petrÓleo y gas asociado … · producción de aceite y gas,...

gob.mx/CNH I hidrocarburos.gob.mx I rondasmexico.gob.mx

PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y GAS ASOCIADO

A PLANES DE DESARROLLO.Agosto, 2019

cnh.gob.mxhidrocarburos.gob.mxrondasmexico.gob.mx

2

MISIÓN Y VISIÓN DE LA CNH

MisiónRegular de manera

eficiente y confiable la exploración y extracción de

hidrocarburos en México para propiciar la inversión y el crecimiento económico.

VisiónSer un órgano regulador

profesional, eficiente y confiable, de referencia

internacional, que regule y promueva las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos de manera

sustentable, para consolidar a México como una de las principales economías del

mundo.


3

Planes de desarrollo para la extracción

20 Campos prioritarios de Pemex

para producción temprana

Pronósticos de producción de aceite y gas, actividad física

e inversión

PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y GAS ASOCIADO A PLANES DE DESARROLLO.

Artículo 44Ley de Hidrocarburos

TEMARIO


4





e inversión



TEMARIO


5

YACIMIENTO DE HIDROCARBUROS

Se entiende por yacimiento a la porción de una trampa geológica que contienehidrocarburos, la cual se comporta como un sistema comunicado hidráulicamente.

Gas

Petróleo

Agua

Petróleo


6

CICLO DE VIDA DE UN YACIMIENTO

Identificar el tipo de yacimiento y los hidrocarburos contenidos en el mismo,ayuda a definir e implementar estrategias adecuadas para su desarrollo que seejecutarán durante la vida productiva del yacimiento.

1.-Descubrimiento

2.-Delimitación

3.-Desarrollo

4.-Explotación primaria5.-Explotación secundaria

6.-Explotación terciariao mejorada

7.-Abandono

Ciclo de vida de un

yacimiento


7

Recuperación Terciaria Recuperación Secundaria Sistema Artificial Recuperación Primaria

TIPOS DE RECUPERACIÓN

25%

10%15%

10%

40%

Rec. PrimariaSistema ArtificialRec. SecundariaRec. MejoradaVolumen Remanente

Primaria

SecundariaMejorada

• Emplea energía natural del yacimiento.

• Usa sistemas artificiales de producción.

Tiempo

Pro

du

cció

n

• Agrega energía al yacimiento.

• Acelera producción de aceite móvil.

• Libera aceite atrapado en el yacimiento mediante la modificación del sistema roca-

fluidos.

La Administración Moderna de Yacimientos admite y evalúa la necesidad de implementarprocesos de recuperación secundaria y mejorada en la etapa temprana de la vida delyacimiento para cumplir su objetivo

Sistema

Artificial

Arana, y Rodriguez: “Administración de yacimientos”, PEP, 2011


8

FACTOR DE RECUPERACIÓN

Producción acumulada de petróleo o gas a una fecha (Np, Gp)FR a la Fecha de Cálculo =

Producción acumulada a una fecha dada

Volumen original

Volumen original de petróleo o gas en el yacimiento (N, G)

Factor de recuperación

30%

El Factor de recuperación es la relación del volumen de petróleo o gas producido entre el volumen original de petróleo o gas en el yacimiento.

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

Qo

(Mb

d)

Tiempo (años)


9

MECANISMOS DE EMPUJE

Los yacimientos de hidrocarburos se han agrupado considerando diversos factores, por loque han surgido las siguientes clasificaciones.

1) De acuerdo con el tipo de roca almacenadora2) De acuerdo con el tipo de trampa3) De acuerdo con el tipo de fluidos almacenados4) De acuerdo con la presión original del yacimiento5) De acuerdo al tipo de empuje predominante

• Por expansión de los fluidos y la roca• Por expansión del gas disuelto liberado• Por expansión del gas• Por segregación gravitacional• Por empuje hidráulico• Por empuje artificial

Por empuje combinado


10

Este mecanismo de empuje se debe a la expansión de los fluidos y los granos de la roca,resultado de la declinación de la presión del fluido contendido en los poros, denominadapresión de poro.

AguaPetróleo

Roca

Presión 1

AguaPetróleo

Roca

Presión 2

Presión 1 > Presión 2

EXPANSIÓN DE LOS FLUIDOS Y LA ROCA


11

Este empuje es también conocido como Empuje de gas en solución, empuje interno degas, o mecanismo de depresionamiento.

En este tipo de yacimientos, las principal fuente de energía es el resultados de laliberación de gas del petróleo y su expansión a medida que la presión del yacimientodeclina, es decir que, a medida que la presión cae por debajo de la presión desaturación, gas es liberado dentro de los poros, dando como resultado que estasburbujas se expanden, forzando al aceite y agua a salir del poro.

Presión Inicial Presión 2

Presión Inicial > Presión 2

Presión 2 ≤ Presión de saturación (Pb)Petróleo

EXPANSIÓN DEL GAS DISUELTO LIBERADO


12

EXPANSIÓN DEL GAS

Un yacimiento con capa de gas generalmente se beneficia, de alguna manera, del empujede gas disuelto. Sin embargo, su principal fuente de energía es la expansión de la capa degas existente en la cima del yacimiento.

Debido a su alta capacidad del gas a expandirse a medida que la presión disminuye, lapresión del yacimiento declina lentamente.

Petróleo

Casquete de gas

Presión yacimiento < Presión de saturación (Pb)


13

SEGREGACIÓN GRAVITACIONAL

La diferencia de densidades entre el gas,aceite y agua causa una segregación naturalen el yacimiento. Este mecanismos esrelativamente débil y lento, pero llega a serbastante efectivo a medio y largo tiempo.

Dos condicione mejoran su funcionamiento:Yacimientos con espesores grandes y altapermeabilidades verticales.

Petróleo Petróleo

PetróleoPetróleo

Petróleo

Petróleo


14

EMPUJE HIDRÁULICO

La energía en el yacimiento es proporcionada por la compresibilidad del acuífero en contactocon el hidrocarburo. A medida que el aceite es producido, el acuífero se expande, soportandola caída de presión. Por supuesto que el empuje del gas disuelto y la capa de gas contribuyenal mantenimiento de la energía del yacimiento.

Existen dos tipos de acuíferos: de fondo y laterales..

Petróleo

AcuíferoAcuífe

ro

Petróleo


15

MECANISMOS DE PRODUCCIÓN PRIMARIA

1. ROCA-FLUIDOS 2. GAS DISUELTO LIBERADO EN EL YAC.

3. CASQUETE DE GAS

4. EMPUJE HIDRAULICO

5. DRENE GRAVITACIONAL

0

20

40

60

80

100

0 10 20 30 40 50 60

Pre

sión

nor

mal

izad

a, p

/pi ,

%

Factor de Recuperación, FR ,%

Mecanismos de producción

1. Expansión roca y fluidos

2. Empuje por gas disuelto

3. Expansión del casquete

de gas

4. Empuje hidráulico

5. Drene gravitacional

Energía propia del yacimiento

Fuente: Satter and Thakur, Integrated Petroleum Management, Pennwell Books, 1994


16

MECANISMOS DE PRODUCCIÓN SECUNDARIA

Energía adicional para el yacimiento, con elobjetivo de mantener la presión y aumentar larecuperación de hidrocarburos.

• Inyección de agua o gasPozo inyector

de agua

Pozo productor de hidrocarburos

Ejemplo (inyección de agua)

Fuente: https://petrotecnologias.wordpress.com/2014/06/29/recuperacion-mejorada-de-petroleo-eor-parte-i/

Petróleo

Acuífero


17

MECANISMOS DE PRODUCCIÓN TERCIARIA O MEJORADA

Fuente: https://www.gob.mx/cms/uploads/attachment/file/149844/IOR_EOR_published.pdf

Recuperación de aceite obtenida al inyectarmateriales que normalmente no estánpresentes en el yacimiento, o materiales quecomúnmente están en el yacimiento peroque son inyectados a condiciones específicascon el fin de alterar considerablemente elcomportamiento físico-químico de los fluidosdel yacimiento.

• Químicos

• Miscibles

• Térmicos

Ejemplo de método térmico (inyección de vapor)

Lavador de gas

Generador de Vapor

Pozo Inyector

Pozo Productor

Fluidos Producidos (aceite, gas y agua)Instalaciones de separación y

almacenamiento

Zona de aceite y agua a temp. cercana a la del yacimiento

Zona de aceite calentado

Zona de agua caliente

Zona de vapor y agua condensada


18

MECANISMOS DE PRODUCCIÓN TERCIARIA O MEJORADA

Recuperación de aceite obtenida al inyectarmateriales que normalmente no estánpresentes en el yacimiento, o materiales quecomúnmente están en el yacimiento peroque son inyectados a condiciones específicascon el fin de alterar considerablemente elcomportamiento físico-químico de los fluidosdel yacimiento.

• Químicos

• Miscibles

• Térmicos


19

PLAN DE DESARROLLO PARA LA EXTRACCIÓN

• Documento en el cual el Operador Petrolero describe de manera secuencial las actividadesrelacionadas con la Extracción, en razón de una Asignación o Contrato del que es titular. Loanterior en términos de la fracción XV del artículo 4 y el artículo 44 de la Ley de Hidrocarburos,de los Lineamientos y con la información y el nivel de detalle del Anexo II o IV, segúncorresponda, así como de la Normativa emitida por la Comisión

Art. 17. 15 días hábiles para atender prevención*

Art. 17. 15 días hábiles para

prevención (x días naturales)

Reuniones de trabajo, audiencias o comparecencias

Art. 15 Presentación de

solicitud

Art. 58. Formato APPago de

AprovechamientoInformación Anexo II

*Prórroga de hasta 8 días hábiles

Art. 16. (85 – x) días naturales para emitir

Dictamen Técnico


20

PROCESO DE EVALUACIÓN PLAN DE DESARROLLO

Tecnología

Factor de recuperación

Mecanismos de medición

Aprovechamiento de gas

Artículo 44Ley de

Hidrocarburos

Extracción

MAXIMIZACIÓN DEL VALOR DE LOS HIDROCARBUROS EN EL TIEMPO

Maximizar el factor de

recuperación en condiciones

económicamente viables


2121

ANÁLISIS DE ALTERNATIVAS

0

5

10

15

20

25

30

35

40

2020 2022 2024 2026 2028 2030 2032 2034 2036 2038 2040

Pro

du

cció

n m

bp

d

Escenario 1 Escenario 2 Escenario 3 Escenario 4 Escenario 5

Mayor VPN


2222

Mapas y modelos del yacimiento Análisis de la información del yacimiento para establecer el modelo estático y dinámico del yacimiento

Tipo de PozoTipo y trayectoria de pozos a perforar para desarrollar el campoEspaciamiento de los pozos programados a perforar

Recuperación PrimariaFlujo natural debido a la energía propia del yacimiento o a algún mecanismo de empujeSistemas artificiales de producción

Recuperación SecundariaInyección de agua/gasMantenimiento de presión del yacimiento

Recuperación MejoradaMétodos químicosMétodos térmicosMétodos miscible

ESTRATEGIA DE EXTRACCIÓN


2323

InstalacionesConstrucción de instalaciones para el manejo de los hidrocarburos, respecto los pronósticos de producción de aceite y gas

Procesamiento de hidrocarburosContar con las instalaciones con la capacidad total de procesamiento de hidrocarburos, de acuerdo al pronósticosde producción de aceite y gas.

Transporte y manejo Contar con las instalaciones adecuadas para el transporte y manejo del hidrocarburos esperados, incluyendo el manejo y transporte de agua

Mecanismos de medición en tierraMedición técnica y de referencia en fluidos monofásicos.

Aprovechamiento de gasContar con las instalaciones y establecer las formas para aprovechar más del 98% del gas natural asociadoproducido

Evaluación económicaAnálisis económico del proyecto en función de indicadores económicos ( VPN, VPI, TIR, VPN/VPI )

MANEJO DE LA PRODUCCIÓN


2424

MANEJO DE LA PRODUCCIÓN

I. Unificación determinada por SENERII. Variación en número de pozos.III. ±15% inversión en el Plan.IV. ±30% del volumen a producir en un año.V. Declaratoria de comercialidad dentro del Área de ExtracciónVI. Declaratoria de comercialidad fuera del Área de ExtracciónVII.Implementación de un método de RS o EORVIII.Cambio en la meta de aprovechamiento de gasIX. Cambios en las condiciones de seguridad industrial, operativa, protección al

medio ambiente.X. Caso Fortuito o Fuerza Mayor

El Operador Petrolero podrá solicitar modificación del Plan de Desarrollo siderivado de cambios técnicos o económicos, los objetivos del Plan aprobado semodifican

Supuestos de Modificación (Art. 62)


25





e inversión



TEMARIO


26

.

CAMPOS PRIORITARIOS PRODUCCIÓN TEMPRANA

• 20 CAMPOS PRIORITARIOS

No. Campo1 Xikin2 Chocol3 Esah4 Cheek5 Cahua6 Ixachi7 Uchbal8 Manik NW9 Mulach10 Hok11 Cibix12 Octli13 Teekit14 Tetl15 Jaatsul16 Koban17 Pokche18 Suuk19 Tlacame20 Valeriana

• 9 PLANES APROBADOS

• 8 PLANES EN ANÁLISIS

• RESUELVE EN 34 DÍAS

NATURALES PROMEDIO

Nota: datos al 5 de agosto de 2019


27

No. Campo1 Xikin2 Chocol3 Esah4 Cheek5 Cahua6 Ixachi7 Uchbal8 Manik NW9 Mulach10 Hok11 Cibix12 Octli13 Teekit14 Tetl15 Jaatsul16 Koban17 Pokche18 Suuk19 Tlacame20 Valeriana

CAMPOS TERRESTRES

4

16CAMPOS COSTA FUERA

2 ACEITE VOLATIL

2 GAS Y CONDENSADO

1 GAS SECO

1 ACEITE NEGRO

TIPO DE YACIMIENTO

2 ACEITE VOLATIL

2 GAS Y CONDENSADO

14 ACEITE NEGRO

CAMPOS PRIORITARIOS PRODUCCIÓN TEMPRANA


2828

TIPO ASIGNACIÓN

Asignación

1.- Xikin 2.- Chocol 3.- Esah 4.- Cheek 5.- Cahua 6.- Ixachi7.- Uchbal 8.- Manik 9.- Mulach 10.- Hok 11.- Octli 12.-Teekit 13.- Cibix 14.-Tetl 15.- Koban 16.- Suuk 17.-Tlacame 18.- Jaatsul 19.- Pokche 20.- Valeriana

7

8

9 1011

13

14

18

15

19

16

12

17

20

1

2

3

4

5

6


29

0

50

100

150

200

250

300

35020

17

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

2034

Pro

du

cció

n d

e ac

eite

[mb

d]

PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN DE ACEITE

Ixachi Xikin Esah Pokche Suuk Manik-Manik NW Tlacame

Hok Mulach Tetl Octli Koban Teekit Profundo Cheek

Jaatsul Uchbal Cibix Cahua Valeriana Chocol

20 CAMPOS PRIORITARIOS PRODUCCIÓN TEMPRANA


30

.

20 CAMPOS PRIORITARIOS PRODUCCIÓN TEMPRANA

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1,00020

17

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

2034

Pro

du

cció

n d

e g

as [m

mp

cd]

PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN DE GAS

Ixachi Xikin Esah Pokche Suuk Manik-Manik NW Tlacame

Hok Mulach Tetl Octli Koban Teekit Profundo Cheek

Jaatsul Uchbal Cibix Cahua Valeriana Chocol


3131

119 898

ACTIVIDAD FÍSICA DE LOS 17 CAMPOS PRESENTADOS ANTE CNH

3810

2

5 23

4743

64

6

5

4 5

34 6

Perforaciones

Xikin Chocol Esah CheekCahua Ixachi Uchbal ManikMulach Hok Cibix OctliTeekit Tlacame Tetl KobanSuuk

4

4

2

20

4

4

Reparaciones mayores

Chocol Esah

Cahua Cibix

Octli Teekit

33

134

46823

174

2130

8729

159

151322

1922

63

Reparaciones menores

Xikin Chocol Esah Cheek

Cahua Ixachi Uchbal Manik

Mulach Hok Cibix Octli

Teekit Tlacame Tetl Koban

Suuk


3232

119POZOS TOTALES

PERFORACIÓN DE POZOS DE LOS 17 CAMPOS PRESENTADOS ANTE CNH

POZOS APROBADOS EN PLANES DE DESARROLLO PARA LA EXTRACCIÓN

POZOS TERRESTRES

55 64POZOS MARINOS

18

32

122

12

28

13

20

10

20

30

40

50

60

70

2019 2020 2021 2022

Marinos Terrestres

4

30

60

25


3535

COSTO TOTAL(MILLONES DE DÓLARES)14,265

No. Campo Costo total mmUSD

1 Xikin 1,929.692 Chocol 115.433 Esah 8454 Cheek 3145 Cahua 3066 Ixachi 6,404.577 Uchbal 266.538 Manik NW 317.469 Mulach 497.7210 Hok 387.7411 Cibix 183.9812 Octli 330.513 Teekit 369.7814 Tlacame 430.0515 Tetl 364.8816 Koban 514.9217 Suuk 686.76

TOTAL 14,265

INVERSIÓN Y GASTO OPERATIVO DE LOS 17 CAMPOS PRESENTADOS ANTE CNH

14%

1%

6%

2%2%

45%

2%2%

3%

3%1%2%

3%3%

3%4%

5%

Xikin Chocol Esah Cheek Cahua IxachiUchbal Manik Mulach Hok Cibix OctliTeekit Tlacame Tetl Koban Suuk


36


20 Campos prioritarios de Pemex para producción temprana


e inversión


TEMARIO



37

ASIGNACIONES TERRESTRES

187

41ASIGNACIONES COSTA FUERA 36 ACEITE

5 GAS NO ASOCIADO

TIPO DE YACIMIENTO

106 ACEITE

81 GAS NO ASOCIADO

ASIGNACIONES PRODUCTORAS

228 Asignaciones Productoras


3838

3,176

3,370 3,383 3,3343,256

3,077

2,792

2,602 2,577 2,552 2,548 2,5222,429

2,2752,160

1,955

1,7781,624

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019

Pro

du

cció

n d

e ac

eite

pro

med

io d

iari

a (m

bd

)

5 Presidentes Tampico-Misantla Burgos Veracruz Cantarell Ku - Maloob - Zaap

Abkatún - Pol - Chuc Litoral de Tabasco Bellota - Jujo Samaria - Luna Nacional

Cantarell

Ku – Maloob - Zaap

Cinco PresidentesSamaria Luna

Bellota - Jujo

Litoral

Abkatún – Pol - Chuc

Tampico Misantla

4%

1%

8%

52%

11%

12%3%5% 4%

HISTÓRICO DE PRODUCCIÓN DE ACEITE PEMEX


39

PERFIL DE PRODUCCIÓN 228 ASIGNACIONES

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034

Pro

du

cció

n d

e ac

eite

[mb

d]

TOTAL 30 ASIGNACIONES PRINCIPALES TOTAL 198 ASIGNACIONES


4040

PERFIL DE PRODUCCIÓN 228 ASIGNACIONES + 20 CAMPOS PRIORITARIOS

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034

Pro

du

cció

n d

e ac

eite

[mb

d]

TOTAL 30 ASIGNACIONES PRINCIPALES TOTAL 198 ASIGNACIONES TOTAL 20 ASIGNACIONES PRIORITARIAS


41

1

4MIGRACIONES CON SOCIO

5 Migraciones2 Asociaciones

MIGRACIONES Y ASOCIACIONES DE ASIGNACIONES

MIGRACIONES SIN SOCIO

CNH-M1-EK-BALAM/2017

CNH-A3-CÁRDENAS-MORA/2017CNH-A4-OGARRIO/2018

ASOCIACIONES CON SOCIO2

CNH-M2-SANTUARIO-EL GOLPE/2017CNH-M3-MISIÓN/2018CNH-M4-ÉBANO/2018CNH-M5-MIQUETLA/2018


43

.

PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN MIGRACIONES

0

20

40

60

80

100

120

140

160

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034

Pro

du

cció

n d

e ac

eite

[mb

d]

CNH-M1-Ek-Balam/2017 CNH-M2-SANTUARIO-EL GOLPE/2017 CNH-A3-Cárdenas-Mora/2017 CNH-A4.OGARRIO/2018

EBANO CHAPACAO (ACEITE MBD) MIQUETLA (ACEITE MBD) CNH-M3-MISIÓN/2018


44

0

500

1000

1500

2000

2500

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034

Pro

ducc

ión

de a

ceite

[mbd

]

TOTAL 30 ASIGNACIONES TOTAL 198 ASIGNACIONES TOTAL 20 ASIGNACIONES PRIORITARIAS MBD TOTAL 7 MIGRACIONES.

PERFIL DE PRODUCCIÓN 228 ASIGNACIONES + 20 PRIORITARIAS + MIGRACIONES


4545

CONTRATOS RONDA1-L2

PLANES DE DESARROLLOFecha de aprobación y Resolución

27 abril 2018Resolución CNH.E.26.001/18

29 enero 2019Resolución CNH.E.05.001/19

Aprobación 31 de julio 2018Resolución CNH.E.45.001/18

Modificación 28 de junio 2019 Resolución CNH.E.35.0018/19

Contrato CNH-R01-L02- A4/2015.




4949

0.00

50.00

100.00

150.00

200.00

250.00

2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034

Pro

ducc

ión

de a

ceite

[mbd

]

PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN R 1.2

HOKCHI ENI FIELDWOOD

COSTO TOTAL(MILLONES DE DÓLARES)17,630

VOLUMEN A RECUPERAR

948.6 MMB DE ACEITE

834 MMMPC DE GAS

INFRAESTRUCTURA

10 PLATAFORMAS

11 DUCTOS

1 FPSO

2 PLANTAS DE PROCESO

POZOS

50 PRODUCTORES

17 INYECTORES

207.2 MBD

PRONÓSTICO RONDA 1 LICITACIÓN 2


5050

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034

Pro

du

cció

n d

e ac

eite

[mb

d]

TOTAL 30 ASIGNACIONES PRINCIPALES TOTAL 198 ASIGNACIONES TOTAL 20 ASIGNACIONES PRIORITARIAS TOTAL 7 MIGRACIONES TOTAL R1-L2

1,852 MBD

PERFIL DE PRODUCCIÓN 228 ASIGNACIONES + 20 PRIORITARIAS + MIGRACIONES + R1L2

gob.mx/CNHhidrocarburos.gob.mxrondasmexico.gob.mx

pronÓstico de producciÓn de petrÓleo y gas asociado … · producción de aceite y gas,...

Documents