a c t i v o d e p r o d u c c i ó n p o z a r i c a - a l...

A c t i v o d e P r o d u c c i ó n P o z a R i c a - A l t a m i r a


De conformidad con el numeral 7 de las Bases de la licitación pública

internacional abierta número 18575008-625-11, la información verbal o escrita

intercambiada o entregada entre los participantes de un taller no generará

derecho alguno a los licitantes, ni obligación alguna a PEP frente a los licitantes

o frente a terceros, por lo que PEP no será responsable por deficiencias,

inexactitudes o faltantes en la información que presente en los talleres. Para

tales efectos, estos talleres no estarán sujetos a un protocolo, por lo que la

información generada no constituye una oferta para presentar una propuesta o

para otorgar cualquier contrato, para adquirir cualquier compromiso o servicio

referido en este documento, ni implica asumir ninguna clase de obligación por

parte de PEP. Los interesados podrán obtener asesoría independiente para la

evaluación y revisión que juzguen convenientes, a través de sus propios

expertos en materia impositiva, contable, financiera, comercial y/o cualquier

regulación existente. Adicionalmente, la información se distribuye para fines

promocionales con el objeto de obtener retroalimentación de la industria y otros

interesados. La publicación de la información no implica compromiso alguno

de convocar ni de aceptar las sugerencias recibidas.

Aviso


Contenido

Área Contractual Atún

Ubicación

Datos generales

Producción y reservas

Pozos

Infraestructura

Áreas de oportunidad

Evaluación Económica

• Localizaciones y Reservas

• Perforación (Tipo de Pozos y Term.)

• Producción (Productividad y SAE)


Ubicación


Área:

625 km2

Coordenadas

Geográficas UTM_WGS84 UTM_WGS84

LONGITUD LATITUD X Y

97° 3' 0.00" W 20° 55' 0.00" N 702802.870 2314157.401

96° 58' 0.00" W 20° 55' 0.00" N 711472.334 2314265.033

96° 58' 0.00" W 20° 50' 0.00" N 711589.064 2305038.074

96° 50' 0.00" W 20° 50' 0.00" N 725468.579 2305219.080

96° 50' 0.00" W 20° 32' 0.00" N 725912.478 2272000.534

96° 57' 0.00" W 20° 32' 0.00" N 713743.906 2271843.405

96° 57' 0.00" W 20° 40' 0.00" N 713557.982 2286606.243

96° 59' 0.00" W 20° 40' 0.00" N 710084.401 2286562.718

96° 59' 0.00" W 20° 44' 0.00" N 709992.528 2293944.097

97° 3' 0.00" W 20° 44' 0.00" N 703048.569 2293858.966

Ubicación:

Esta ubicado, en la plataforma continental del Golfo

de México, frente a la costa del Norte de Veracruz,

entre Tuxpan y el río Tecolutla.

Retos:

Incrementar el Factor de Recuperación

Optimizar la Explotación del Yacimiento

Diseñar desarrollo de producción Integral

Perforación de 8 localizaciones estratégicas con

riesgos medio-alto

Expectativas:

Recursos Prospectivos 396 MMbpce con 6

oportunidades.

Reservas certificadas 2P

1 Estudio sísmico existente 3D


Ubicación

Datos generales


Pozos

Infraestructura






Contenido



Datos Generales


DATOS FORMACIÓN PRODUCTORA

Fecha de descubrimiento 1966 (Pozo Atún-1)

Inicio de explotación 1968 (Pozo Atún-3)

Formaciones productoras El Abra

Tipo de Formación Carbonatos Naturalmente

Fracturados

Grado de Fracturamiento Alto

Profundidad Cima 2,711-3,171 m

Espesor Neto promedio 25 - 47 m

Porosidad 10 - 17 %

Permeabilidad 50 a 70 mD

Pozo perforado mas profundo Atún 502 (4,944 md)

Pozos con Registros Geofísicos 44

Localizaciones Propuestas en 2012 Atún 130 y Atún 140

Sísmica 3D existente (Cubierto 100 %) 9,515 Km²

DATOS DE YACIMIENTOS

Densidad del Aceite 45- 53 ºAPI

Viscosidad del Gas 0.0451 CP @ Ty 90 ºC

Presión Inicial Yacimiento 295-335 Kg/cm2

Presión Actual Yacimiento 285- 293 Kg/cm2

Temperatura del Yacimiento 90 ºC

Mecanismo de Empuje Hidráulico

Área Desarrollada 22.2 Km2

Volumen Original 406 MMb / 983 MMMpc


Oportunidades de desarrollo hacia el talud,

Formación Tamabra (Marino)

1000

2000

3000

4000

5000

6000

1000

2000

3000

4000

5000

6000

MiocenoMioceno

MedioMedio

MiocenoMioceno

InferiorInferior

Tamabra

OligocenoOligoceno

SuperiorSuperior

Oligoceno InfOligoceno InfEocenoEocenoMéndezMéndez

San AndrésSan Andrés

Constituciones

Tamaulipas Inf

ATUN - 502 TRITON - 1

Tamaulipas Tamaulipas InferiorInferior

BasamentoBasamento

Alto de TuxpanAlto de Tuxpan

El El

AbraAbra

La Casita

Pimienta

1000

2000

3000

4000

5000

6000

1000

2000

3000

4000

5000

6000

1000

2000

3000

4000

5000

6000

1000

2000

3000

4000

5000

6000

MiocenoMioceno

MedioMedio

MiocenoMioceno

InferiorInferior

Tamabra

OligocenoOligoceno

SuperiorSuperior

Oligoceno InfOligoceno InfEocenoEocenoMéndezMéndez

San AndrésSan Andrés

Constituciones

Tamaulipas Inf

ATUN - 502 TRITON - 1

Tamaulipas Tamaulipas InferiorInferior

BasamentoBasamento

Alto de TuxpanAlto de Tuxpan

El El

AbraAbra

La Casita

Pimienta

Sello

Almacén

Generadora

Almacén

Sello

TR 30”

120 md

TR 15”

315 md

TR 10 1/4”

2,787 md

Liner 7”

4,390 md

Agujero

Descubierto

6 1/2”

PT=4,944 md

Columna Estratigráfica

de Interés Económico Sección estratigráfica – estructural (SW - NE)

Pozo y Columna Geológica Tipo


Registros

Pozos Atún 60 y 101

Qoi. = 1,063 Bpd

Interv. 2828 - 2834

Qoi. = 727 Bpd

Interv. 2817 - 2855


Rango de presiones


0

50

100

150

200

250

300

350

400

65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95

kg/c

m2

Atún Registros de presión (Fondo cerrado)

DATUM @ 2,850 mvbnm


0

50

100

150

200

250

300

350

400

1969 1970 1971 1972 1973 1974 1975

kg/c

m2

Morsa

Rango de presiones


Registros de presión (Fondo cerrado)

DATUM @ 2,850 mvbnm


0

50

100

150

200

250

300

350

1/may/74 31/may/74 30/jun/74 30/jul/74

kg/c

m2

Escualo

Rango de presiones


Registros de presión (Fondo cerrado)

DATUM @ 2,900 mvbnm


Actualización del modelo con apoyo de

sísmica 3D

Estructural Atún

ATUN-101

ATÚN 101

EL ABRA

Sección Sísmica A A’

A

A’

Porosidad móldica, vugular y fractura.

Atún-15, N-8 F-13 Atún-3, N-17

Configuración Estructural Cima K El Abra


Sísmica


BATERÍA

PUNTA DE PIEDRA

Cobertura sísmica 3D

100% (625 km2)


Resultados obtenidos en la FOM (3D) permiten

visualizar oportunidades de desarrollo…

Resultados de pozos horizontales de alta productividad en los

campos Carpa y Bagre

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

en

e-6

4

en

e-6

5

en

e-6

6

en

e-6

7

en

e-6

8

en

e-6

9

en

e-7

0

en

e-7

1

en

e-7

2

en

e-7

3

en

e-7

4

en

e-7

5

en

e-7

6

en

e-7

7

en

e-7

8

en

e-7

9

en

e-8

0

en

e-8

1

en

e-8

2

en

e-8

3

en

e-8

4

en

e-8

5

en

e-8

6

en

e-8

7

en

e-8

8

en

e-8

9

en

e-9

0

en

e-9

1

en

e-9

2

en

e-9

3

en

e-9

4

en

e-9

5

en

e-9

6

en

e-9

7

en

e-9

8

en

e-9

9

en

e-0

0

en

e-0

1

en

e-0

2

en

e-0

3

en

e-0

4

en

e-0

5

en

e-0

6

en

e-0

7

en

e-0

8

en

e-0

9

en

e-1

0

en

e-1

1

Ac

eit

e (

bp

d)

Isla de Lobos Tiburon Morsa Atun Bagre Marsopa Carpa

Faja de Oro Marina (FOM)

8,153 bpd


Ubicación

Datos generales


Pozos

Infraestructura






Contenido



La reactivación del campo ha generado un

incremento en la Producción y Reservas…

Bloque / Campos

Área

Desarrollada

por Campo.

(Km2)

Volumen Original

2P FR [%]

Total 2P

Producción

Acumulada

Reservas Remanentes

2P

[MMb / MMMpc] [MMb / MMMpc] [MMb / MMMpc]

Aceite Gas Aceite Gas Aceite Gas Aceite Gas

natural

ATÚN 19.0 309.4 840.4 13.2 22.9 40.7 197.6 5.8 51.7

CANGREJO 0.1 0.3 0.3 - - - - - -

ESCUALO 0.9 5.2 2.6 - - 1.9 0.9 - -

MEJILLÓN - 40.1 108.2 4.0 43.0 1.6 46.42

MORSA 2.2 33.2 10.4 - - 11.5 4.6 - -

Total 22.2 388.1 961.8 17.2 65.9 54.1 203.1 7.4 98.1

Las producciones iniciales por pozo tienen rangos

de entre 200 y 2700 bpd y de 1 a 30 mmpcd, para el

campo Atún principalmente.

En el campo Morsa se tienen datos de producción

de aceite de 550 bpd.

Para el campo Mejillón la prueba de producción fue

de 500 y 650 bpd de aceite y de 16 a 21 mmpcd de

gas


Definición de nuevas estructuras con

potencial, para el desarrollo de campos…

Producción inicial por pozo: 1,600 Bpd

MMPCD

DATOS DE PRODUCCIÓN

Porcentaje de Agua 0

Producción Acumulada 54.1 MMb y 203.1 MMMpc

Relación Gas Aceite 1,210 M3/M3 (Campo Atún)

Inyección de Fluidos Ninguno

Sistema de Producción Fluyente

Total Pozos 72

Pozo Aceite

Bpd % Agua

Gas

MMpcd

Atun-32 245 0 3.4

Atun-54 251 0 4.9

Total 496 0 8.3

Apertura 27 de Junio 2011

0.00

20.00

40.00

60.00

80.00

100.00

120.00

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000 Qo (bpd) Qw (bpd) Qg (mmpcd)

Prod. Máxima 30.47 Mbpd

BPD

Prod. Actual :

Aceite: 0.49 Mbpd

Gas: 8.3 MMpcd

Operando 2

3%

Cerrados 4

5%

Taponados 66

92%


Ubicación

Datos generales


Pozos

Infraestructura






Contenido



Geometría de pozos


Tipo I Horizontal incluye agujero piloto a 3200 m. toma de información y

perforación horizontal a 3270 m.

Cementación de Tuberías de Revestimiento (TR´s)

13 3/8” 0-300 m.b.m.r.

9 5/8”

7”

Ag.desc. 6 1/8”

1400 m.b.m.r.

2850 m.b.m.r.

3050 m.b.m.r.

Programa de Fluidos

1ª Etapa 0–150 m Fluidos base

agua (1.02-1.06 gr/cm3)

2ª Etapa 0-300 m Fluidos base

agua (1.06-1.08 gr/cm3)

3ª Etapa 0-2850 m Fluido Base

Aceite

(1.32-1.35 gr/cm3)

con equipo bajo

balance

4ª Etapa 2850-PT Salmuera

Potásica

(1.03-1.06 gr/cm3)

con equipo bajo

balance

Pozo Atún 54

POZO ORIGINAL

304 m

147 m

1387 m

3165 m

135 m

254 m

2896 m

TR 30”, 62 #

TR 13 3/8”,

J-55, 54.5 #

TR 9 5/8”,

N-80, 40 #

TR 4 1/2”,

P-110, 13.5 #

Empacador

TP 3 ½ -2 7/8”

a 2798 m

Camisa

2812 m Niple asiento

Niple asiento

TR 6 5/8”,

N-80, 28 #

B.L. 2844 m

Retenedor a 3082 m

2835 m

2810 m

Retenedor a 3054.5 m

Retenedor a 3010 m

Retenedor a 2940 m

3020-3030 m

3142 m

2917-2927 m

TR 30”, X-56,

309.7 #

TR 13 3/8”,

N-80, 68 #

150 m

TR 9 5/8”,

L-80, 53.5 #

TR 7”,

L-80, 29 #

P.T. 3200 m

Empacador

black cat

B.L

Mandril porta sensor

300 m

1400 m

2850 m

Ag. Descubierto 6 1/8” a

3050 m

1350 m

La perforación de pozos Horizontales ha permitido incrementar la productividad

por pozo…


Ubicación

Datos generales


Pozos

Infraestructura






Contenido



Capacidad de recepción y manejo de la

producción proyectada con su infraestructura…


Infraestructura


Infraestructura Propuesta

1 Plataforma de enlace y producción Mejillón.

1 Oleogasoducto de 16”Ø x 38 Km. de Mejillón a Batería San Andrés II

Adecuación de la batería y C.T. San Andrés II

Infraestructura Existente

2 Plataformas Instaladas (Atún-B y Atún-D)

1 Oleogasoducto de 12”Ø x 13 Km. de Atún-D a Bagre-A

1 Interconexión de 6”Ø x 0.33 Km. de Atún-B al Oleogasoducto de

12”Ø x 13 Km.


Manejo de la Producción


La producción de la Plataforma Atún B se integra a través del

oleogasoducto de 12”Ø x 13 Km (Atún D - Bagre A) hacia la

Plataforma Bagre A donde se une con la producción del Campo

Bagre fluyendo por el oleogasoducto de 16”Ø x 14 Km hacia la

Plataforma de enlace Marsopa, fluyendo posteriormente por un

oleogasoducto de 20”Ø x 34 Km hacia la Batería de Separación

Punta de Piedra donde se separa el gas y los líquidos. El gas se

envía al CPG PR y el aceite a la CAB PR y el agua congénita es

inyectada a cuerpos receptores (3 pozos).

La producción del campo Mejillón se enviará a través de un

oleogasoducto de 16”Ø x 38 Km hacia la Batería de

Separación San Andrés II donde se separarán el gas y los

líquidos. Posteriormente el liquido (aceite-agua) será enviado

a la Planta Deshidratadora San Andrés; el aceite separado

será bombeado a la CAB PR y el agua congénita separada,

será enviada para su inyección a pozos a la Central “Y”. El

gas será enviado desde la Central de Turbinas San Andrés al

Complejo Procesador de Gas Poza Rica.

San Andrés II

Flujo de la Producción Flujo de la Producción

Bagre A

Atún B

Atún D

Campo Atún (Existente) Campo Mejillón (Propuesta)


Infraestructura Actual


Plataforma Atún B

Plataforma Tipo Octápodo con 12 conductores

16 pozos perforados y 2 operando

Equipo de Proceso Instalado:

• Cabezal de Medición

• Cabezal de Producción General

• Paquete para dosificación de inhibidores y/o aditivos

• Sistema y Tanque para drenaje abierto

• Sistema y Tanque para drenaje cerrado

• Sistema de desfogue y venteo


Infraestructura Actual


Plataforma Atún D Plataforma Aligerada, Tipo Tetrápodo para 6 conductores

Equipo de Proceso Instalado:

• Cabezal de Medición

• Cabezal de Producción General

• Sistema Paro por Emergencia

• Separador y Depurador para gas de instrumentos

• Paquete para dosificación de inhibidores y/o aditivos

• Sistema y Tanque para drenaje abierto

• Sistema y Tanque para drenaje cerrado

• Medidor Multifásico

• Trampa lanzadora de diablos de 12”Ø

• Sistema de desfogues y venteos

• Sistema de inducción de pozos a la atmósfera (Quemador)

Norte Plataforma Plantilla

No de

Conductores

Instalados

Conductores

libres

Pozos

operando

6 conductores 3 3 0

Programa 2012:

Recuperar el pozo Atún 101

Perforar 2 pozos (Atún 130 y 140)


• Contratista entregará y PEP recepcionará

producción bruta – Los Hidrocarburos Netos

serán determinados de acuerdo con el

procedimiento correspondiente

• Contratista instalará sistema de separación

trifásico y medición para cada fase en la llegada

del gasoducto en la plataforma Bagre A

Puntos de Medición a la llegada del

oleogasoducto a Bagre A


Ubicación

Datos generales


Pozos

Infraestructura






Contenido



Loc. Potenciales con Objetivo “El Abra”


Loc. Atún 130

X 708619.70

Y 2305526.50

Loc. Atún 140

X 708,820.90

Y 2304649.00

Loc. Atún 110

X 709274.40

Y 2303414.60

CAMPO ATÚN

Localización X Y Z Cat.

Rva. MMb MMMpc Qoi (bd)

Atún 110 709274.40 2303414.60 -2775 POS 1.3 7.9 700

Atún 140 708,820.90 2304649.00 -2646 PRB 1.3 7.9 700

Atún 130 708619.70 2305526.50 -2680 PND 1.3 7.9 700

Total 3.8 23.7


Loc. Potenciales con Objetivo “El Abra”


Loc. Mejillón-40

X=721105.4

Y=2273488.0

Loc. Mejillón-30

X=720668.1

Y=2274776.4

Loc. Mejillón-20

X=720070.0

Y =2275603.9

Loc. Mejillón-10

X=719049.6

Y=2277714.3

En espera de infraestructura para su explotación

• Se estudia plan de Explotación con diversos escenarios:

• Plataforma fija y Equipo empaquetado de perforación

Periodo de limpieza, Mejillón 1

Intervalo 3151-3181m

m

Localización x y z Cat. Rva.

Cond.

MMb

Gas

MMMpc

Mejillón 40 721105 2273488 -3121 PRB 0.39 11.20

Mejillón 30 720668 2274776 -3050 PRB 0.35 10.07

Mejillón 20 720070 2275604 -3089 PRB 0.48 13.95

Mejillón 10 719050 2277714 -3082 PRB 0.38 11.16

Total 1.60 46.37

Campo Mejillón

(Gas y Condensado)


Localizaciones Estratégicas


Potencial identificado en alrededor de 6 localizaciones estratégicas, con un volumen de 396 MMbpce a la media.

Recursos estimados y documentados en la BDOE en alrededor de 218 MMbpce a la Pmedía, principalmente en el play Cretácico Medio Tamabra.

Información de sísmica existente en el área (Lanka Mega).

Oportunidad Play (s) P.Med. Pg

Coral 1 Cretácico Medio Abra 13.5 0.4

Elopido 1 Cretácico Medio Tamabra 129.3 0.6

Jurásico Superior San Andrés 52.4 0.3

Nacu 1 Cretácico Medio Tamabra 32.9 0.3

Jurásico Superior San Andrés 86.9 0.6

Panchax 1 Cretácico Medio Abra 16.0 0.4

Picon 1 Cretácico Medio Tamabra 55.8 0.3

Valenton 1 Cretácico Medio Abra 8.7 0.4

Total 6 396


Cobertura Sísmica



Ubicación

Datos generales


Pozos

Infraestructura






Contenido


Escenarios de producción


Perfiles de gas (mmpcd)

Perfiles de aceite (bd) Enfoque del bloque:

Escenario Obligación Mínima de Trabajo

(Reserva hasta 2P reclasificada):

• Extraer 7.4 Millones de barriles y 99.7 MMMpc

• Escenario basado en la perforación de 8 pozos, 2

reparaciones menores

Escenario Alto

(Reserva hasta 3P mas Prospectiva):

• Extraer 99.4 millones de barriles y 695.5 MMMpc

• Escenario basado en la perforación de 25 pozos, 2 reparaciones menores

Perfiles de aceite (bd)

0.0

5,000.0

10,000.0

15,000.0

20,000.0

25,000.0

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27

Esc. Alto 23,769

Esc. Obligación Mínima de Trabajo

2,340

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37

Esc. Alto 163.1

Esc. Obligación Mínima de Trabajo

34.7

Escenario base (Reserva PDP reclasificada):

Extraer 4.1 millones de barriles y 31.7 MMMpc

2 pozos en operación, recuperación del pozo Atún-101 y

perforación del Atún 130.

Ilustrativo

a c t i v o d e p r o d u c c i ó n p o z a r i c a - a l...

Documents