XXVIII JORNADAS TÉCNICAS DE LA ASOCIACIÓN DE INGENIEROS PETROLEROS DE MÉXICO AIPM
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8/18/2019 XXVIII JORNADAS TÉCNICAS DE LA ASOCIACIÓN DE INGENIEROS PETROLEROS DE MÉXICO AIPM
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Octubre 2013
Perspectivas de desarrollo para camposdescubiertos en Aguas Profundas en México
XXVIII JORNADAS TÉCNICAS DE LA ASOCIACIÓN DEINGENIEROS PETROLEROS DE MÉXICO AIPM
MÉXICO, D.F. 25 OCTUBRE DE 2013
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Programa estratégico de exploración 2008-2012 y resultados
Estrategia de exploración 2012-2016
Golfo de México Profundo
Estrategia de Desarrollo de Campos
Proyecto Lakach primer desarrollo en aguas profundasProyecto Kunah el campo de mayor reserva de gas
Campo Piklis
Proyectos Trion y MaximinoLecciones aprendidas
Comentarios finales
Contenido
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La exploración en México haevolucionado en la aplicaciónde métodos de trabajo ytecnologías, lo cual hacontribuido a descubririmportantes reservas y su
posterior explotación
Además a cuantificar losrecursos prospectivos,convencionales y noconvencionales, que permitirán
a México mantenerse como unode los principales productoresde hidrocarburos en el mundo
3
Productoras/Reservas1. Sabinas2. Burgos3. Tampico-Misantla4. Veracruz5. Sureste6. Golfo de México Profundo
Potencial medio-bajo7. Plataforma de Yucatán8. Sierra de Chiapas9. Sierra Madre Oriental10.Chihuahua11.Golfo de California12.Vizcaíno-La Purísima
PEMEX por 75 años ha explorado el país e identificado 12cuencas con potencial, de las cuales la mitad son productoras
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En Aguas Profundas, con el fin de asegurar los servicios yequipo de vanguardia, se definió una estrategia de
contratación a mediano y largo plazo
Fecha de contratación
West PegasusBicentenarioCentenarioMax SmithOcean VoyagerOcean Worker
Barco dedicado para adquisición sísmica convencional y de acimut amplioBarco de estudios electromagnéticosCuatro equipos de perforación de última generación para operar en tirantes de agua de hasta 3 mil metros
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Ago 08 – Dic 11
Jun 10 - Jun 13
Ago 11 – Ago 16
Jul 11 – Agos 16
Sep 10 – Dic 14
Ago 03 – Ago 07
Nov 07 – Dic 09
Equipo T.A. (pies)Prof. Máxima(pies)
Barco dedicado de adquisición sísmica
Ocean Worker 3.000 25.000
Ocean Voyager 3.000 25.000
Max Smith 7.000 40.000
Centenario 10.000 40.000
Bicentenario 10.000 40.000
West Pegasus 10.000 35.000
Barco estudios electromagnéticos
Oct 09 - Dic 13
Abr 13 – Nov 17La Muralla IV 10.000 35.000
La Muralla IV
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La evolución de los equipos de perforación y de las habilidadestécnicas permite hoy perforar en Aguas Ultra-Profundas
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Worker VoyagerWorker Worker
WorkerVoyager
5 1 3 m
6 6 0 m
6 7 0 m
8 0 5 m
8 1 0 m
9 3 6 m
9 8 8 m
6 8 1 m
MaxSmith
1 2 3 0 m
VoyagerMaxSmith
1 1 2 2 m
8 5 1 m
Voyager MaxSmith
1 0 2 9 m
Voyager
7 3 9 m
MaxSmith
1 6 9 8 m
Chuktah2004
WorkerMaxSmith
1 1 9 4 m
1 9 2 8 m
MaxSmith
6 2 3 m
500 m
1000 m
1500 m
2000 m
Cent.
1 4 9 3 m
9 4 5 m
Bicent.West
Pegasus
1 1 8 6 m
500 m 1500 m N.M.AguasSomeras
AguasProfundas Aguas
Ultra-
profundas
Centenario
2 1 4 7 m
Bicent.
1 8 0 3 m
West Pegasus
2 5 3 2 m
Bicent.
2 8 7 4 m
2500 m
3000 m
Terminado
En perforación/terminación
Puskon2011
Tamil2008
Nab2008
Etbakel2008
Kabilil2009 Lalail
2007Chelem
2007Leek2009 Noxal
2005Talipau
2012 Lakach2006 Holok2009 Tamha
2008 Hux2012
Lakach2DL
2010Catamat2009
Nen2011
Labay2009
Caxa2012
Piklis2010
Kunah2012
Trion-12012
Supremus-12012
2 1 8 5 m
Kunah-1DL 2012
Aguas ultra-profundas Aguas profundas
2 9 1 9 m
2 9 1 9 m
Bicent.
Pozos en aguas profundas en México
Ahawbil
1 9 3 3 m
Centenario
Piklis-1DL
1 7 8 5 m
MurallaIV
http://www.sorenlarsen.co.nz/2005/V216_Tuamotu%20Diving%20Pics/images/Bubbles!_jpg.jpghttp://www.sorenlarsen.co.nz/2005/V216_Tuamotu%20Diving%20Pics/images/Bubbles!_jpg.jpghttp://www.sorenlarsen.co.nz/2005/V216_Tuamotu%20Diving%20Pics/images/Bubbles!_jpg.jpg
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Programa estratégico de exploración 2008-2012 y resultados
Estrategia de exploración 2012-2016
Golfo de México Profundo
Estrategia de Desarrollo de Campos
Proyecto Lakach primer desarrollo en aguas profundasProyecto Kunah el campo de mayor reserva de gas
Campo Piklis
Proyectos Trion y MaximinoLecciones aprendidas
Comentarios finales
Contenido
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1. Aumentar el nivel deincorporación de aceite en aguassomeras y áreas terrestres
2. Acelerar la evaluación delpotencial del Golfo de MéxicoProfundo
3. Ampliar el portafolio deoportunidades exploratorias enáreas de gas no asociado
4. Intensificar la actividad dedelimitación para acelerar eldesarrollo de reservas probadas
5. Intensificar la actividad de laevaluación del potencial del gasno asociado correspondiente algas en lutitas
Plan de Negocios de PEMEX Objetivos Estratégicos de PEP
El Plan esta conformadopor 14 objetivosestratégicos de los que sederivan 49 estrategias
Estrategias de Exploración
•Incrementar el inventariode reservas por nuevosdescubrimientos yreclasificación
•Incrementar la producciónde hidrocarburos
En el Plan de Negocios de PEMEX 2012-2016, se estableció unobjetivo y 5 estrategias principales para Exploración
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▪ Mejorar la calidad económicade los prospectoscomplementando el análisistécnico con rigor económico parala toma de decisiones
▪ Estandarizar procesos para asegurar que criterios claros seandefinidos y aplicados consistentemente
▪ Monitorear resultados , definirmetas claras de desempeño , ypermitir transparencia temprana del progreso hacia las metas
▪ Mejorar eltiempo del descubrimiento de recursos a suproducción (i.e., procesos lean)
▪ Diversificar el portafolio a áreas
nuevas con mayor recurso prospectivoy mayor complejidad (riesgo)▪ Utilizartecnología parareducir la incertidumbre deacuerdo a las leccionesaprendidas
▪ Asegurar que lossistemas/herramientascorrectas apoyan a losprocesos
▪Fomentar la eficientetransferencia deconocimiento
▪ Alinear el capital y actividades de exploración con las metas deevaluación de recursos eincorporación de reservas -desde el número de localizacioneslistas para perforar hasta elnúmero de oportunidadesgeneradas y la cantidad desísmica adquirida
▪ Medir el desempeño con énfasis
en los indicadores de generaciónde valor
▪ Asegurar que la gente indicadaestá en el proyecto/posicióncorrecta y que tienen lascapacidades necesarias.
▪ Mejorar lahabilidad paraadministrar proyectos conformela responsabilidad de ejecuciónaumenta en Exploración
Exploración comofuente de valor dePEP
Procesos
Alineaciónestratégica
Calidad ybalance delportafolio
Análisiseconómicos y
técnicosTalento1
Tecnología yconocimiento 1
1 En estas palancas la SGRT juega un rol clave
Para asegurar el cumplimiento de estas metas se identificaronlos retos principales y las acciones para afrontarlos
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Programa estratégico de exploración 2008-2012 y resultados
Estrategia de exploración 2012-2016
Golfo de México Profundo
Estrategia de Desarrollo de Campos
Proyecto Lakach primer desarrollo en aguas profundasProyecto Kunah el campo de mayor reserva de gas
Campo Piklis
Proyectos Trion y MaximinoLecciones aprendidas
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CinturónPlegadoPerdido
Planicieabisal
CordillerasMexicanas
ProvinciaSalina del
Bravo
ProvinciaSalina del
Istmo
Escarpe deCampeche
CinturónPlegado
Catemaco
A’
A
A’ (SE) A (NW)
Plataformade Yucatán
Planicie Abisal Provincia Salina delIstmoProvincia Salina delBravo
Cinturón
PlegadoPerdidoEscarpe deCampeche
Se encuentra entre tirantes de agua mayores a
500 m,La exploración inició a principios de losnoventa y de manera sistemática en 2002,terminándose el primer pozo en 2004
Siete provincias geológicas, con rocasgeneradoras del Jurásico y almacenadoras delTerciario y Mesozoico; destacan por sucomplejidad las provincias afectadas portectónica salina
Características del Golfo de México Profundo
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Los datos sísmicos y los estudios regionales han jugadoun rol fundamental para dar certidumbre a su potencial
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Se cuenta con alrededor de 97,000km de sísmica 2D, de los cuales15,000 km son de offset largo
Se han adquirido más de 130,000km2 de sísmica 3D, cubriendo lamayor parte de las áreas de interés
Del total de la sísmica 3D, el 65%se ha realizado con el barcodedicado
A la fecha se han perforado 25
pozos
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Productor comercial
Productor no comercial / improductivoEn perforación / terminación
Al norte en el proyecto Área Perdido,
que abarca las áreas del CinturónPlegado Perdido y Cinturón Subsalino,el objetivo es descubrir hidrocarburoslíquidos en plays principalmente delPaleógeno
Al sur, en el proyecto Holok el objetivo
es incorporar reservas de gas húmedoen el Neógeno, donde se handescubierto reservas importantes degas
Además, en el proyecto Han el objetivoes evaluar en la porción occidental el
potencial de gas húmedo y aceiteligero
CinturónSubsalino
CinturónPlegadoPerdido
Aceite pesadoAceite ligero
Gas/Aceite ligeroGas
Holok
Han
Tlancanan
ÁreaPerdido
Tepal
Pu lhman
La exploración en el Golfo de México profundo se enfocaen la búsqueda de aceite ligero y gas húmedo
Maximino-1PEP-1
Piklis-1DL Ahawbil-1
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Programa estratégico de exploración 2008-2012 y resultados
Estrategia de exploración 2012-2016
Golfo de México Profundo
Estrategia de Desarrollo de Campos
Proyecto Lakach primer desarrollo en aguas profundasProyecto Kunah el campo de mayor reserva de gas
Campo Piklis
Proyectos Trion y MaximinoLecciones aprendidas
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Subdirección de Desarrollo deCampos
DGPEP
GrupoMultidisciplinario de
Ejecución deProyectos
Unidad deProgramación y
Evaluación
Proyectos de Desarrollo Proyectos de Desarrollo Proyectos de Desarrollo
GrupoMultidisciplinario deDiseño de Proyectos
Gestión Integral deProyectos
Objetivo:
Diseñar e implementar los proyectos prioritarios de desarrollo de campos,para maximizar el valor de lasreservas y mantener e incrementar lacapacidad de producción
PEP tiene una estructura organizacional en la Subdirecciónde Desarrollo de Campos y las Gerencias de Proyecto queestá respondiendo a retos importantes
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Enfoque: • Reducir los tiempos entre descubrimiento y producción• Proyectos bien definidos y robustos técnicamente que
permitan maximizar el valor económico de la reservas• Ejecución apegada a diseño en tiempo y costo
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Aplicación de la metodología de proyectos FEL
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Desde 2006 PEMEX Exploración y Producción, adoptó la metodología FEL como
metodología estándar para el diseño de sus proyectos de explotación, desde su visualizaciónhasta la materialización y puesta en marcha. Esta metodología está orientada a capturar de
manera creativa y ordenada las oportunidades de la empresa.
Pre-FELFEL-I
Evaluación dela oportunidad
FEL-IISelección del
Concepto
FEL-IIIProyecto
básicoEjecución Operación yevaluación
Fases FEL
Identificación y evaluación deopciones de desarrollo Diseño y construcción
PlaneaciónFEL
La metodología FEL fue originada por la empresa Independent Project Analisys Inc. (IPA), yestablece que todo proyecto pasa por tres fases claramente inidentificables: Visualización
(FEL-I), Conceptualización (FEL-II), y Definición (FEL-III).
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Aplicación de la metodología de proyectos FEL
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Cada una de las fases FEL de un proyecto pretende la definición detallada del objetivo y
alcance del mismo, la identificación de todas las oportunidades asociadas y el manejo de las
incertidumbres y los riesgos, lo anterior a fin de minimizar los costos totales, optimizar los
tiempos de ciclo de vida de los proyectos, maximizar su rentabilidad y reducir los riesgos del
negocio.
Pre-FELFEL-I
Evaluación de laoportunidad
FEL-IISelección del
concepto
FEL-IIIProyecto Básico
Ejecución
DictamenFEL-I
DictamenFEL_II
DictamenFEL-III
DictamenPre-FEL
Sanción del Proyecto.
Fases FEL
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La administración de riesgos permite identificarlos durantelas etapas tempranas del proyecto y hacer planes de
mitigación para las siguientes fasesProceso FEL2007 - 2012
F-IF-II
F-III
PreFEL
Contratación – Ingeniería Detalle - Construcción
Ejecucióndel ProyectoIngeniería Básica
ARP Integral Planta – SSRAM Integral
ARP Perforación y Terminaciónde Pozos
Instalación SS
Estudios iniciales de riesgo yambientales
Identificación de los riesgos yelaboración de planes de
mitigación
E i li l di ñ d l ió d
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Pozos InstalacionesAdministración del Proyecto
Equipo dePerforación
Servicios dePerforación,
PruebasDST y
Terminaciónde Fondo
Terminacióny equipos
submarinos
Acondicio-miento delterreno +planta de
arribo
Instalaciónde infraest.Submarina
+Comisionamiento yArranque
Servicio deacondicio-
namiento degas
AsistenciaTécnica y
SupervisiónEspecializa
da
Es muy importante realizar el diseño de la gestión decontratación para reducir el número de interfaces, de
acuerdo al tipo de trabajos y perfil de los proveedores
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La cartera de oportunidades es diversa y requiere asignaciónde recursos con base en una estrategia de desarrollo
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Campos de Aceite
Campos de Gas
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El campo Lakach forma parte de una cuenca productora de gascon oportunidades adicionales para incrementar la producción
Lakach 1
Noxal 1
Lalail 1
Tabscoob-201
Kunah 1
Piklis 1 Ahawbil-1
Kuyah-1
Leek 1
Nen 1
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Programa estratégico de exploración 2008-2012 y resultados
Estrategia de exploración 2012-2016
Golfo de México Profundo
Estrategia de Desarrollo de Campos
Proyecto Lakach primer desarrollo en aguas profundasProyecto Kunah el campo de mayor reserva de gas
Campo Piklis
Proyectos Trion y MaximinoLecciones aprendidas
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Estación 5 Lerdo
El Campo Lakach se localiza al este del Puerto de Coatzacoalcos
LakachHorizonte Geológico: Terciario, Mioceno
Hidrocarburo: Gas Húmedo
Año de descubrimiento 2007Gasto de gas, mmpcd 29.6Gasto de condensado, bpd 239Relación Gas-Cond. (b/mmpc) 8.4
Presión de yacimiento (kg/cm2) 368Profundidad del pozo (m) 3,250
Ubicación
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Oportunidad estratégicaEl mercado del gas natural presenta una creciente demanda del 2.5% anual en el periodode evaluación del proyecto.
Las previsiones de importación de gas natural a México en los próximos años justifican unaumento de la producción de gas, debido a que la demanda ha sobrepasado laproducción.
Mercado del gas
natural
En la última década, las reservas nacionales de hidrocarburos han ido declinando.
El Plan de negocios 2013-2017 de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios buscadetener y revertir esta tendencia en las reservas, manteniendo una tasa de restitucióncreciente.
Una de las estrategias establecidas consiste en continuar con la actividad exploratoria en laprovincia gasífera cercana a Lakach
Estrategia de
gas de PEP
Con la realización de este proyecto Pemex incursiona en el desarrollo de campos enaguas profundas y le permite cerrar la brecha tecnológica y del conocimiento delpersonal en este tipo de proyectos.
La simplicidad del proyecto Lakach en comparación con otros proyectos de aguasprofundas permitirá acelerar el conocimiento necesario para cumplir con las metas deexploración y de explotación de aceite y gas en aguas profundas.
Los indicadores económicos de Lakach muestran que el proyecto tiene una rentabilidadpositiva antes de impuestos y su infraestructura servirá para detonar el desarrollo regionalde la provincia gasera.
Efectividad delproyectoLakach
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Selección técnica del concepto de desarrollo
8"x2.4Km UTA
MANIFOLD B
MANIFOLD A
14"x3.7Km
14"x2.3Km
DL-2
L-41
UTA
UTA
UTA
UTA
U M B I L I C A L P R I N C I P A L
SDU
SDU
UTA
PLATAFORMA FIJA(t = 180 m)
G a s o d u c t o d e 1 4 " x
2 0 K m
G a s o d u c t o d e 2 0 " x 4 0 K m
f
8"x2.4Km UTA
MANIFOLD B
MANIFOLD A
12"x3.7Km
12"x2.3Km
DL-2
L-41
UTA
UTA
UTA
UTA
U M B I L
I C A L
P R I N
C I P A
L
SDU
SDU
UTA
PLATAFORMASEMISUMERGIBLE
RiserInyectorde Agua6"
G a s o d u c
t o d e 2 0 "
x 4 8 K m
UMBILICAL PRINCIPAL
ESTACIÓN NO.5LERDO DE TEJADA
MANIFOLD B
MANIFOLD ASDU
SDU
UTA
UTA
GASODUCTOS 18" X 49 Km
8" X 2.4 Km
UTA
18" X 3.7 Km
18" X 2.3 Km
Desarrollo submarino con Tieback
Desarrollo submarino con Plataforma fija intermedia
Desarrollo submarino con Sistema flotante
Los tres conceptos de desarrollo más atractivosson:• Desarrollo submarino interconectado (Tieback) a
tierra mínima infraestructura y por lo tantomínima inversión.
• Desarrollo submarino interconectado (Tieback) auna plataforma fija intermedia para incrementar elfactor de recuperación, abatiendo lacontrapresión.
• Desarrollo submarino con un sistema flotante
sobre el campo, para eliminar al máximo lacontrapresión al campo y con ello el máximovalor de recuperación final.
Tieback a tierra 60 Km
Tieback a tierra 40 Km
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La tecnología para proyectos a través Tie-Back para
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La tecnología para proyectos a través Tie-Back paracondiciones similares de Lakach respecto a tirantes de agua y
longitudes de gasoducto están disponibles
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Proyectos de aceite
Proyectos de gas
Field Name Raptor Discovery Date Sep 2003
Block East Breaks 668 Reserve Type GasCurrentStatus Producing Production Start Jun 2004
Water Depth 1,131 m / 3,732 ft
146km2,934 m
72km2,934 m
Lakach
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• 4 pozos verticales (Lakach-21,,Lakach-11 y Lakach-32 y Lakach-2DL)
• 3 pozos direccionales (Lakach-2,Lakach-52 y Lakach-114).
Árbol Submarino de Producción• Tipo de árbol Horizontal• Tamaño Nominal5” x 2” • Presión de Diseño 10,000 lb/pg2
La terminación de pozos considera:• 3 pozos a un yacimiento (Lakach-21
(vertical), Lakach-32 (vertical) yLakach-2DL (vertical)), y
• 4 pozos a dos yacimientos , (Lakach-2(direccional), Lakach-11 (vertical),Lakach-52 (direccional) y Lakach-114(direccional)).
Los 7 pozos de desarrollo para el proyecto
Lakach consideran
Alcances del Proyecto Lakach
Di ñ d l t i ió d l L k h 2
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Diseño de la terminación del pozo Lakach 2con doble objetivo
El diseño de los pozos, se ha realizadomediante un proceso multidisciplinario,
sistemático y ordenado, en donde serequiere optimizar el grado de definición deun proyecto pozo, reduciendo suincertidumbre y nivel de riesgo. Lacomplejidad adicional de perforar pozos enaguas profundas respecto a la perforaciónde pozos en aguas someras principalmentese enfocan en:
• Eventos de riesgo somero,• Batimetría irregular del lechomarino,
• Condiciones climatológicasextremas,
• Efectos de baja temperatura(Formación de hidratos),
• Fuertes corrientes marinas,• Ventana de geopresiones más
estrechas por efecto de mayorestirantes de agua.
Válvula HS-ICV 4 ½” (DI= 3.750”): Seincorporan producción de ambas arenas.
Arena superior(3047-3095 m)
Arena inferior(3173-3193m)
Flujo por EA entre los cedazos(DE=8.25”) y TP de 3 ½”.
Flujo por EA entre TR de 9 5/8” ycombinación de TP de 3 ½” y 4 ½”.
Válvula HS-ICV 3½” (DI= 2.750”): Secontrola producción arena inferior.
Niple de asiento
Empacador
Combinación de TP 4 ½” a 5 ½”.
Tubería de producción 5 ½”.
Producción de la arena inferior por tubería deproducción.
Niple de inyección
Niple de inyección
Válvula de tormenta
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• Los manifolds a su vez se conectaran por jumper ́ s rígidos de 12 ´´Ø a los dos ductos derecolección principales de 18 ´´Ø mediante estructuras submarinas instaladas en los ductos
llamadas In-line Sled (ILS), o bien, por las estructuras denominas Pipe Line End Termination(PLET).
• Los PLET´s se instalarán en los extremos de ambos ductos principales, y se interconectarán entre símediante un “jumper de línea de flujo” de 18 pg Ø para formar un circuito o loop, contando con unpunto de interconexión adicional libre para permitir la flexibilidad de incorporar producción provenientede campos cercanos.
La infraestructura considera:
• Siete (7) pozos de producción dispersos yalineados a lo largo del campo.
• A cada pozo se le instalará un árbolsubmarino de válvulas
• Estos pozos se conectarán mediante
Jumper ´s flexibles de 6 ´´Ø a dos manifolds en paralelo en configuración Cluster para surecolección.
Infraestructura del Proyecto Lakach
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La planta de proceso consiste dela sección de acondicionamientode gas / líquidos
Infraestructura terrestre del Proyecto Lakach
La Estación de Acondicionamiento de Gas Lakach(EAGL) considera la planta de recolección, la planta derecuperación de MEG y la Planta de ProcesoLa Planta de recolección incluye la sección depreacondicionamiento de Gas y la interconexión conlos equipos de control submarino;
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Programa estratégico de exploración 2008-2012 y resultados
Estrategia de exploración 2012-2016
Golfo de México Profundo
Estrategia de Desarrollo de Campos
Proyecto Lakach primer desarrollo en aguas profundasProyecto Kunah el campo de mayor reserva de gas
Campo Piklis
Proyectos Trion y Maximino
Lecciones aprendidas
Comentarios finales
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El campo Kunah se ubica al Noroeste de la ciudad de Coatzacoalcos, Veracruz
Plano de ubicación y datos generales
Lakach-2DL
Kunah-1DLKunah-1
Piklis-1Labay-1
Nen-1
Noxal-1
Lakach-1
Leek-1
KunahHorizonte Geológico: Terciario, MiocenoTirante de agua (m) 2,154
Hidrocarburo: Gas Húmedo
Año de descubrimiento 2012
Gasto de gas, mmpcd 33.9
Gasto de condensado, bpd 109
Relación Gas-Cond. (b/mmpc) 3.2
Presión de yacimiento (psi) 7,284Profundidad del intervalo (m) 3,997-4,027
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Sección de Probabilidad de Gas.
Kunah-1 Kunah-1DL
ES E
Resistividades de estudioselectromagnéticos
Caracterización y delimitación del campo Kunah
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Opciones de desarrollo Campo Kunah
9 opciones de desarrollo técnicamente factibles
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Cronograma desarrollo FEL Kunah
El plan es desarrollar el FEL en 22 meses; mediante la
optimización de los tiempos, aplicando leccionesaprendidas y optimizando el desarrollo de lasingenierías (Conceptual y básica).Esta optimización implica ejecutar en paraleloalgunas actividades de FEL-II y FEL-III
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Pronóstico preliminar de producción del campoKunah
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Programa estratégico de exploración 2008-2012 y resultados
Estrategia de exploración 2012-2016
Golfo de México Profundo
Estrategia de Desarrollo de Campos
Proyecto Lakach primer desarrollo en aguas profundasProyecto Kunah el campo de mayor reserva de gas
Campo Piklis
Proyectos Trion y Maximino
Lecciones aprendidas
Comentarios finales
Contenido
S i i t l d li it ió
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Seguimiento a la delimitación:pozo Piklis-1DL desviado
Profundidad actual:
Siguiente operación:
• Efectuar simulacros de disparos.
Operación actual:• . En espera de etapa de terminación Por
malas condiciones climatológicas.
Programa:
• Efectuar prueba al intervalo 4403-4388 md.
Operación anterior:• Se desacoderó barco Bourbon Opale, en
espera de etapa de terminación, por malascondiciones climatológicas.
Piklis-1DL
MI-Yac2
Mini DST gas
Muestra de agua
MI-Yac1
MI-Yac3
500m
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Mapa estructural, campo Piklis MI-3
Piklis 1DL
Piklis 1
piloto desviado
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Opciones de desarrollo regional
Lakach-1
Lakach-2DL
Labay-1Piklis-1
Leek-1
Noxal-1
Nen-1
Lalail-1
Holok-1
Chelem-1
Kabi l i l -1
Kunah-1
Oportunidades someras
41
Campo Pozos Fr
Lakach 7 72
Kunah 12 70
Piklis 7 62 Total 26
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Desarrollo Kunah + Piklis (ilustrativo)
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Lakach-1
Lakach-2DL
Labay-1Piklis-1
Leek-1
Noxal-1
Nen-1
Lalail-1
Holok-1
Chelem-1
Kabi l i l -1
Kunah-1
44
93 km
Desarrollo Leek – Lalail – Noxal - Nen
Tabscoob-201
Perfil de producción de gas
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0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49
Leek Lalail Noxal Nen
Perfil de producción de gasLeek – Lalail – Noxal - Nen
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Opciones de desarrollo regional
Lakach-1
Lakach-2DL
Labay-1Piklis-1
Leek-1
Noxal-1
Nen-1
Lalail-1
Holok-1
Chelem-1
Kabi l i l -1
Kunah-1
Oportunidades someras
46
93 km
Tabscoob-201
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Programa estratégico de exploración 2008-2012 y resultados
Estrategia de exploración 2012-2016Golfo de México Profundo
Estrategia de Desarrollo de Campos
Proyecto Lakach primer desarrollo en aguas profundasProyecto Kunah el campo de mayor reserva de gas
Campo Piklis
Proyectos Trion y Maximino
Lecciones aprendidas
Comentarios finales
Contenido
Los estudios de plays tienen como enfoque principalf
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25 km
Facies canalizadas delOligoceno
proponer los modelos sedimentarios con el fin de predecirla distribución y calidad de la roca almacén
Como por ejemplo, en el Cinturón
Plegado Perdido, los estudiosintegrados de facies sísmicas,extracciones de amplitud ydescomposición espectral, revelan lossistemas sedimentarios ancestrales.
Estas técnicas, combinados con
estudios sedimentológicos, permiteninferir la distribución y calidad de la rocaalmacén.
48
1. Evaluación del potencial petroleroIdent. op y eval. rec. play
hipot.Ident. y eval. sistemas
petrolerosIdent. y eval. cuencas
Modelos paleogeográficosregionales
Paleoceno inferior
Modelos sedimentarios interpretadoscon el apoyo sísmico 3D
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Identificación de oportunidades exploratorias
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En esta etapa secorrelacionan loshorizontes geológicos y seidentifican todos los rasgosestructurales yestratigráficos que tienenposibilidad de contenerhidrocarburos
Se realiza una evaluaciónvolumétrica inicial y seestima la probabilidadgeológica (Pg) de los
elementos del sistemapetrolero
1. Evaluación del potencial petroleroIdent. op y eval. rec. play
hipot.Ident. y eval. sistemas
petrolerosIdent. y eval. cuencas
EUAMéxico
Loc. Maximino-1
W
KPal
E
Eo Inf
PTP: 6,860 mbnm
Eo Sup
Olig
TA = 2,890 m EstructuraChachiquin
Loc. Maximino-1
El campo Trion es el primer descubrimiento en esta
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El campo Trion es el primer descubrimiento en estaárea
Trion
El campo Trion se ubica en la
porción norte de Golfo de México a178 Km de la costa del Estado de
Tamaulipas; a 213 Km de la ciudad
de Matamoros y a 460 Km de la
ciudad de Tampico. El Cinturón
Subsalino donde se localiza el
campo está delimitado al norte con
la línea fronteriza de EUA., al este
por los sectores Kama y Pegazo; al oeste por el área del Cinturón Plegado Perdido y al
sur por el paralelo 24° 30’. Los campos petroleros más próximos están en las aguas
territoriales de EUA y son Silvertip, Tobago, Trident y Great White.
Las condiciones topográficas del lecho marino delT i f t i t t l
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campo Trion ofrecen retos importantes para lainfraestructura submarina
Trion-1DLTrion-1Trion-2DL
Profundiad
Pozo Trion-1
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Pozo Trion 1Productor
N-1
N-2
N-3
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Avances delimitación del Campo Trion
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En 2013 la plataforma SSBicentenario inició laperforación del pozosTrion 1-DL
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Muestreo de aceite y prueba de producción
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Muestreo de aceite y prueba de producciónMaximino - 1
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Muestra No. 48
análisis
Aceite 99.80 %
Agua 0.20 %
°API 46.7
Con pozo alineado albarco de proceso através del equipo demedición y aforo de ypozo estrangulado por3/8" y registrandopresión en TP de 4,401psi
C id
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Programa estratégico de exploración 2008-2012 y resultados
Estrategia de exploración 2012-2016Golfo de México Profundo
Estrategia de Desarrollo de Campos
Proyecto Lakach primer desarrollo en aguas profundasProyecto Kunah el campo de mayor reserva de gas
Campo Piklis
Proyectos Trion y Maximino
Lecciones aprendidas
Comentarios finales
Contenido
Un factor clave para estos primeros desarrollo debe
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Un factor clave para estos primeros desarrollo debeser la integración temprana del equipo de Proyecto
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Una buena práctica implementada durante el desarrollo del proyecto Lakach, fue la
conformación temprana del Equipo Integrado de Proyecto (EIP).
Este EIP ha trabajado desde la etapa Pre-FEL del proyecto y se ha mantenido hasta la
actual fase de Ejecución con relativamente pocas rotaciones.
Una de las áreas de oportunidad sobre la conformación de este EIP es la integración detiempo completo del personal de las áreas que prestan servicios a la Gerencia de
Proyecto (contratos, perforación y, construcción supervisión de obras) a fin de fortalecer
las capacidades, la autonomía y la gobernabilidad de quien tiene la responsabilidad
primaria sobre los objetivos y resultados del proyecto.
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Inteligencia de mercado
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El proyecto Lakach ha traído consigo desafíos y retos de proyecto que PEMEX no
había enfrentado con anterioridad. Las condiciones y comportamiento del mercado debienes y servicios para el desarrollo de proyectos en aguas profundas (equipos,
embarcaciones, servicios, entre otros.) son muy particulares y han hecho que PEP
tome conciencia sobre la importancia de desarrollar la inteligencia de negocio en este
mercado.
Uno de los aprendizajes mas importantes del proyecto Lakach ha sido:
• Observar ¿qué está ocurriendo?• Comprender ¿por qué ocurre?
• Predecir ¿qué ocurriría?• Colaborar ¿qué debería hacer el equipo?• Decidir ¿qué camino se debe seguir?
b b l d d
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Gobernabilidad
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Entendiendo la gobernabilidad como la responsabilidad comprometida para el logro
del los objetivos del proyecto, y aun cuando, en el desarrollo del proyecto Lakach
PEMEX aplicó la buena práctica de conformar un Equipo Integrado dedicado
exclusivamente al desarrollo del mismo; la estructura organizacional de PEP, por su
naturaleza, no permite que todos los procesos de proyecto sean ejecutados por un solo
ente (Equipo Integrado).
Procesos como la contratación de bienes y servicios, así como la ejecución y
supervisión de la perforación e infraestructura deben llevarse a cabo a través de áreas
de servicio sobre las cuales la Gerencia de Proyecto no tiene plena influencia o
autoridad. Lo anterior dificulta la gestión expedita de los procesos por las diferentes
visiones que se generan en cuanto a la solución de problemas durante el desarrollo.
C t id
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Programa estratégico de exploración 2008-2012 y resultados
Estrategia de exploración 2012-2016Golfo de México Profundo
Caso Proyecto Área Perdido
Estrategia de Desarrollo de CamposProyecto Lakach primer desarrollo en aguas profundas
Proyecto Kunah el campo de mayor reserva de gas
Campo Piklis
Proyectos Trion y Maximino
Comentarios finales
Contenido
C i fi l
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La aplicación de la metodología FEL en los proyectos de Desarrollo de Campospermite determinar los mejores esquemas de explotación, los costos asociados y laidentificación y administración de los riesgos.
El desarrollo del campo Lakach permitirá alcanzar una producción máxima de 400MMpcd de gas natural en el año 2016, determinado a través de un modelo integralyacimiento-pozo. La 1ª Producción se espera para el primer semestre de 2016.
La infraestructura de explotación será útil para otros campos productores de laprovincia gasífera, tales como: Piklis, y Kunah, alcanzando una producción de 500
MMPcd por más de 15 años.Los descubrimientos de Trion y Maximino abren posibilidades para incorporar nuevaproducción de aceite y aumenta la expectativa de los campos de aceite en aguasprofundas.
Derivado del evento Macondo, los proyectos de aguas profundas presentan unamayor exposición al riesgo, por lo que los proveedores de equipos y servicios de estemercado, inhiben su participación e incrementan sus costos debido a la asignación deresponsabilidades.
A pesar de los altos costos de este tipo de proyectos, el desarrollo regional de estacuenca gasera representa una oportunidad estratégica para mitigar el déficit deproducción de gas nacional.
Comentarios finales
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