Chicontepec

8 diciembre del 2011“Retos y Avances en el desarrollo y operaciónde un yacimiento no convencional:Chicontepec”.

Contenido¿Qué es un campo no convencional?Antecedentes y CaracterísticasEstrategias de desarrollo y operación, resultadosTecnologías utilizadasLogros, Retos y Visión FuturaConclusiones2

Contenido¿Qué es un campo no convencional?Antecedentes y CaracterísticasEstrategias de desarrollo y operación, resultadosTecnologías utilizadasLogros, Retos y Visión FuturaConclusiones3

Clasificación de yacimientosAceite ConvencionalAceite que fluye sila permeabilidad esmejorada.BakkenSprawberryChicontepecSirteWertzCardiumPriobskoyeShengliLigero (>31º API)Mediano (˜22-31º API)22º APICantarellAceite que fluyecon mínimaintervenciónYacimientoNo ConvencionalBaja PorosidadBaja PermeabilidadTight OilBaja Permeabilidad PesadoEast Wilmintong10º APIYacimientoConvencionalAlta PorosidadAlta PermeabilidadAceite no maduro odegradado en rocasde baja calidad.Ejemplo: Oil ShalesBitumen (

Comparación de yacimientosConvencionales vs No ConvencionalesExploraciónDesarrolloProducciónConvencionales Administración del riesgo enfocado en reducirla probabilidad de los grandes riesgos. Para definir la dirección del proyecto esprioritario efectuar análisis y modelados dealta resolución. Aprobado el descubrimiento se entrega alEquipo de Desarrollo. El desarrollo es ejecutado para encontrarcaracterísticas específicas del yacimiento. Los equipos de desarrollo están enfocados enla coordinación de actividades muy complejas. Puesto a producir se entrega al Equipo deProducción. Los Equipos de Producción estánenfocados en maximizar la producción. Actividad de mantenimiento concentrada ycompleja, de acuerdo a la edad del desarrollo.No convencionales Administración del riesgo enfocado en aceptar unrazonable retorno de la inversión. Los análisis son comúnmente limitados a menossofisticados en las pruebas sub-superficiales. Realizar pruebas tecnológicas durante laperforación de pozos y evaluarlas con producción.(IP, porcentaje de declinación, etc.) Los equipos de desarrollo están enfocados en lavelocidad y costo, a través de procesos eficientes yestandarizados. Estandarización de diseños enfocados. El equipo de desarrollo se retroalimenta con losequipos de producción. El objetivo de los equipos de producción es elmantenimiento de la producción y la reducción decostos de los sistemas artificiales. Las actividades de mantenimiento son continuas. Evaluación de resultados de pozos, paraidentificación de oportunidades de ”infill”.Energy Perspectives, Summer 2011Schlumberger, Business Consulting5

Cantarell vs ChicontepecCantarellChicontepecReserva (2P): 4,135 MMbpce 6,643 MMbpcePorosidad: 10 - 15% 8 - 12%Permeabilidad: 5,000 – 10,000 md 0.1 - 5 mdPresión: 115 a 140 Kg/cm 2 80 - 360 Kg/cm 2Productividad por pozo: 5,000 a 15,000 bpd 0 - 100 bpd6

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Perfil de ChicontepecLocalizaciónNorte del estado de Veracruz y oriente del estadode Puebla, en la planicie costera del Golfo.Antecedentes12 Municipios9 en Estado de Veracruz3 en Estado de PueblaVolumen Original137,289 mmbDescubrimiento: 1926Inicio de explotación: 1952Cuenca:Formación:Modelo geológico:Tipo de trampa:R e s e r v a s ( M M b p c e )Tampico – MisantlaChicontepecAbanicos submarinosEstratigráficaSuperficie: 4,243 km 2Pozos perforados: 3,160Pozos operando: 1,893Pozos cerrados: 1,267Factor de1P 2P 3PNp Cartera Factor deRecuperación*(2012-2075)592 6,643 17,098Recuperación0.2 % (253 Np)5,373 mmb 6 %* actual 8

ProducciónChicontepec, dentro de los proyectos de desarrollotiene el mayor potencial de hidrocarburosExploraciónAceite y gasasociadoExploración Desarrollo ProducciónLankahuasaYaxchéVeracruzKu-Maloob-ZaapIxtal-ManikBurgosCrudo Ligero MarinoEk-BalamBellota ChinchorroCostero TerrestreAceite Terciario del Golfo(Reserva 3P: 17.1 mmbpce)Gas no asociadoDeclinación ymantenimientoDelta del GrijalvaMacuspanaEl Golpe-Puerto CeibaChucCactus-Sitio GrandeCantarellSan ManuelCaanCárdenasOgarrio-MagallanesPoza RicaRecuperaciónsecundariay mejoradaAbkatúnJujo-TecominoacánAntonio J BermúdezAyín AluxCoatzacoalcos MarinoLakachTiempo9

El Proyecto tiene el 40% de la reserva 3P ypor si solo ejecuta un gran volumen de obraReservas 3PPozos OperandoSAE operandoPozos perforados(Mmbpce)(Número)(Número)(Número)25,98560%17,09840%6,35277%1,89323%1,95766%1,02534%407,53%364,47%Pozos terminadosFracturasReparaciones MayoresReparaciones Menores(Número)(Número)(Número)(Número)39049%41351%38139%59061%73277%22123%1,78667%86633%ATGPEP - Resto10

Chicontepec es un yacimiento no convencional elcual requiere desarrollar soluciones tecnológicas yaplicar una capacidad de ejecución masivaProblema Descripción ImplicacionesAccionesInterconexiónvertical y laterallimitadaLos hidrocarburos seencuentran enacumulaciones lenticularesaisladasBaja recuperación por pozoEl crecimiento de la producciónrequiere de una capacidad deejecución masiva y un altogrado de mecanizaciónBajapermeabilidadde la rocaLa permeabilidad de la rocade Chicontepec es de entre0.1 y 5.0 md (Cantarell tieneuna permeabilidad de 5,000a 10,000 md)Flujo limitado de aceite delyacimiento al pozo, el cualrequiere de un alto consumo deenergía.Requiere de la implementaciónde soluciones tecnológicastales como el fracturamientoapuntalado y el fracturamientoácidoBaja presión delyacimientoLa presión del yacimientopromedio es de entre 80 y360 kg/cm 2 , muy cercana ala presión de burbuja.Presión insuficiente paraasegurar el flujo del yacimientoal pozo y del pozo a la superficiey para vencer lascontrapresiones en el sistema detransporteRequiere de la implementaciónde soluciones tecnológicastales como los sistemasartificiales y el mantenimientode presión.Pérdida del gas en solución(única fuente de energía naturaldel yacimiento) al alcanzarse lapresión de saturación.Chicontepec es altamente heterogéneo y requiere de solucionestecnológicas a las condiciones específicas en cada campo11

Existen evidencias de experiencias internacionalesanálogas para el desarrollo de este tipo de proyectosLos retos tecnológicosde Chicontepec notienen paralelo en otroscampos de MéxicoPriobskoe y MalobalykskoePor lo anterior esrelevante identificarcampos análogos enotros países y conocerlas soluciones que seaplicaron en ellosA la fecha se hanidentificado diversoscampos análogos, queestán siendoestudiados por PEPCardiumSpraberry TrendFieldMidway-SunsetSouth BelridgeNash Draw PoolWamsutterElk HillsCold LakeOrinocoShengli12

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El desarrollo de campos y el mantenimiento dela base determina el crecimiento del proyecto2010 2011E F M A M J J A S O N D E F M A M J J A S O NReal 32.2 35.2 37.5 39.3 40.6 41.0 41.4 45.0 45.3 43.9 45.1 45.3 44.7 45.3 47.0 48.0 48.9 50.2 50.2 54.0 58.7 62.2 63.2Pozos incorporados a producción84 57 99 77 56 82 75 85 40 26 19 36 32 27 40 35 32 29 31 51 45 48 5064,00060,000700(enero – noviembre)420(enero – noviembre)56,00052,00062,32448,000Reducciónde actividad44,00040,00044,80336,00032,00028,00029,47748,711Crecimiento deagosto a la fecha11,136 barriles(22%)24,000ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov14

El proyecto está basado en dosestrategias fundamentales.1. Mantener e incrementar la producción base• Operar eficientemente los pozos actuales (1,893)• Incorporar a producción pozos cerrados (1,267) de 600 – 700 con posibilidades2. Incorporar rápidamente producción de nuevos y productivos campos (extensión ynuevos desarrollos)• 1,630 localizaciones (1,188 de bajo riesgo, 373 medio riesgo y 69 de riesgo alto)Líneas de Acción EstratégicasProcesos Clave Tecnología y Desarrollo SoporteMejorar el entendimiento delyacimiento, aumentar la calidad delas reservas (revisión porestudios).Mantener e incrementar laproducción base.Sectorizar para operareficientemente el Proyecto.Implementar las mejores prácticasde campos similares en el mundo.Consolidar los laboratorios decampo actuales.Replicar el concepto de“Laboratorios” a otras áreas.Búsqueda agresiva del desarrollotecnológico para terminaciones yoperación de pozos.Negociar precios de perforación yterminación de pozos.Implementar Contratosincentivados.Asegurar destino de inversionescon eficiencia (máximo y rápidoretorno del capital).Fortalecer , adecuar y formalizar laorganización del Activo.15

Balance adecuado del nivel de actividadDe87Perforaciones2010: 4382011: 409POT I: 162Terminaciones722010: 7442011: 461POT I: 304474887 65 53 43 37 46 21 18 19 19 30 24 26 34 31 39 30 42 46 48 42 47E F M A M J J A S O N D E F M A M J J A S O N2010 201172 75 79 82 82 78 71 77 34 42 13 39 32 43 49 38 40 44 41 48 36 42 48E F M A M J J A S O N D E F M A M J J A S O N2010 2011Rep. Mayores2010: 2282011: 245POT I: 285Conversión BM2010: 1882011: 449POT I: 83ReacondicionamientoBM2010: 1722011: 284POT I: 7821241250172921 23 24 30 25 17 31 24 10 9 6 8 13 31 35 8 26 15 23 29 15 26 24E F M A M J J A S O N D E F M A M J J A S O N2010 201112 19 10 9 2 6 9 18 13 30 27 33 10 17 36 59 49 58 46 34 50 40 50E F M A M J J A S O N D E F M A M J J A S O N2010 201117 11 9 10 16 8 7 2 5 23 24 40 22 27 27 31 28 32 11 16 33 28 29E F M A M J J A S O N D E F M A M J J A S O N2010 2011Refracturamientos2010: 1132011: 199Limpiezas2010: 1872011: 527Inducciones Mecánicas2010: 3832011: 2,04621321018 15 6 14 13 22 25 21 18 25 29 25 8 6 17 16 13 211212 16 17 6 4 17 6 25 36 48 52 38 25 39 41 42 49 78 78 60 2525060 170 186 201 18418716727 126 190 196 183 151 188 213HaciaE F M A M J J A S O N D E F M A M J J A S O N2010 2011E F M A M J J A S O N D E F M A M J J A S O N2010 2011Real 2010 Real 2011E F M A M J J A S O N D E F M A M J J A S O N2010 201116

Indicadores de desempeño deproducción base2,1001,9001,7001,5001,3001,171Pozos Operando1,8931,100900E F M A M J J A S O N D E F M A M J J A S O N2010 2011Pozos Cerrados1,4001,3001,2001,1001,0001,025900E F M A M J J A S O N D E F M A M J J A S O N2010 20111,267403530252028Productividad por pozo(Bpd/pozo)E F M A M J J A S O N D E F M A M J J A S O N2010 2011331197531-1-3-5-7-9Declinada de la Producción Base(% mensual)-1.4Promedio 4%O N D E F M A M J J A S O N D E F M A M J .J .A S O, N,2009Promedio -0.5%2010 20116.81008060402074Aprovechamiento de Gas(% mensual)0E F M A M J J A S O N D E F M A M J J A S O N2010 20119430201006Producción transportada porAutotanques(Mbd)E F M A M JJ A S O N D E F M A M J J A S O N2010 20111817

Optimización de la producción baseIniciativa Descripción Meta Avance1 Integrar el Grupo de Productividad23La implementación de prácticas y procesos han permitidoestabilizar la producción baseCreación del Departamento de Mediciónde pozosIncremento de capacidad de ejecución deactividades de optimización de laproducción baseIncorporar, optimizar y mantener lospozos operando con el máximo deeficiencia a un mínimo costo4,000mediciones/mes(2,000 pozos)Equipos diversos100 %3,796MedicionesParcial4 Organización por Sectores 8 100 %5 Comandos Operativos6 Cuadernos de Gestión7 Centro de Monitoreo en tiempo real8 Reactivación de pozos cerrados21 unidades equipadas para atencióninmediata a pozosSeguimiento estricto a los programasde trabajoMonitorear en tiempo de condicionesde operación de pozos, macroperas ybaterías de separación.4 paquetes1 paquete de fomento a la industriaNacional45 %100 %90 %---18

Atención inmediata a equipos decomandos operativosCaracterísticasUnidad automotrizCapacidad de carga libre 1.5 toneladasDispensador de lubricanteDispensador de grasaPolipasto de capacidad de carga 1.0 toneladaHidrolavadoraGenerador de voltaje 5000 WattsTanque de agua con aapacidad de 150 litrosCompresor de aire eléctricoTornillo de bancoEsmeril eléctrico de bancoJuego de herramientasCada comando está conformado por dos técnicosespecializados.Se cuenta con 9 comandos y la meta son 21.19

Productividad de PozosEstructura por SectoresMisiónTener todos los pozos operando con la máxima eficiencia y mínimo de costos.Total: 3,118 pozos (1,885 operando / 1,233 cerrados)Actividad NúmeroSabana GrandePastora TlacolulaTenexcuilaAragónSitioCoyotesAhuatepecPaloAmatitlán BlancoCacahuatengoCoyol9,839 bpdHorconesHumapaGalloAguaNacidaMiahuapanAgua FríaCoapechacaProductividadde PozosPresidenteAlemánOptimización dePozos FluyentesOptimizaciónB.M.OptimizaciónB.C.P.OptimizaciónB.N.PozosIntermitentesPozosCerradosTratamientosQuímicosConversiones BM 384Conversiones BN 34Conversiones BCP 1Reacondicionamientos BM 227Reacondicionamientos BN 59Estimulaciones 56Limpiezas 535Inducción Mecánica 1,872Optimización Fluyentes 297Optimización BM 1,127Optimización BN 519Válvulas Motoras 307Total 5,41820

Fuerte enfoque a la medición de pozos“Chicónmetros”Actualmente se mide en unasemana 5 veces más de lo que se medíaen el mes de enero 20103,796 4,0003,163 3,495 3,478 3,5152,8192,542135135 116 133 152 221 288 316 3836261,8341,5661,222 1,191 1,197 1,287834Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct NovGeneración 1(Enero 2011)2010 2011Generación 2(Agosto 2011)Meta20112,000 pozos2 veces al mesCreación del Departamento deMedición.Construcción de 14 Chiconmetros(4 mmpesos/equipo).Reducción en el costo de medición4,000 vs 350 Dólares.Para pozos de bombeo mecánico e intermitentesPara pozos fluyentes y bombeo neumático21

Gestión del proyectoEl seguimiento del proyecto se apoya en laedición y uso generalizado y obligatorio de7 Cuadernos de GestiónProgramación y ejecución dereparaciones de pozos y obrasrelacionadas.Programación y ejecución de laperforación de pozos y obrasrelacionadas.Construcción de macroperaspara asegurar la continuidad delos equipos de perforación.Programación y Ejecución de laTerminación de pozos y Obrasrelacionadas.Obras de infraestructura críticas.Intervenciones a Pozos:Fluyentes, SAE, Cerrados,Intermitentes.Seguimiento y corrección deanomalías.22

Reorganización haciaSectores Operativos “CHICOS”MisiónEnfocar en sitio a grupos operativos multidisciplinarios.Atención dedicada a la operación de pozos, macroperas ybaterias.Esta nueva sectorización ayudará a:– Mejor control de la operación yproductividad– Asignación de responsabilidad deproducción directamente a los sectores– Enfoque centralizado de las funciones quepermitan apalancar los recursos para llegara las metas de producción definidas23

Monitoreo en tiempo real de variablescríticas operativas y de seguridadInstalaciones yparámetros monitoreados*Baterías6/26Tanques Individuales19/106Estaciones de Compresión6/8Balance de ProducciónPozos944/1,794Vehículos de Transporte de Crudo51/62Macroperas7/80Vigilancia y Ubicación de Vehículos438Macroperas Autosustentables3/7Red de Bombeo Neumático2Módulos de Separación Portátil8/30Ductos de Alto Riesgo18 Oleoductos15 Gasoductos33Centrales de Almacenamiento y Bombeo2/2Sistema de Inyección de AguaCongénita17/17* 24 horas los 365 días del año en un centro dedicado24

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Inversión destinada a Tecnología en 2011Durante el 2011 se han destinado 4,538 millones de pesos a pruebastecnológicas, lo que equivale al 18% del presupuesto autorizado.ConceptoMonto(MM pesos)Laboratorios deCampoLaboratorios de Campo 3,028Desarrollo Tecnológico 196Iniciativa de Hectárea Fracturada 250Pozos con Multifractura 360Inyección de Agua Furbero 1432 580Inyección CO 240Pozo Pulmón Agua Fría 841 2Inyección CO2Pruebas Huff-Puff 40DesarrolloTecnológicoMacropera Autosustentables 70Total general 4,566Planta de Inyecciónde Agua FurberoPozos conMultifracturaIniciativa deHectáreaFracturada26

Iniciativas tecnológicas en el corto plazopara el crecimiento de la producciónEn ejecución y aplicaciónLaboratorios de CampoTerminación MultifracturasMacropera AutosustentablePrueba de inyección de AguaFurbero 1432Pozo PulmónBombeo MultifásicoEn pruebasPrueba Piloto de HectáreaMultifracturadaPrueba de inyección de vaporPrueba de inyección de CO2Perforación radialCasing DrillingPrincipales lecciones aprendidas Laboratorios de CampoMejores prácticas operativas.Pozo Coyotes 423 horizontal de mayor desplazamiento horizontalMetodología de selección de intervalos.Fracturamientos múltiples.Nuevas formas de estudio de yacimientos y aplicación deatributos AVO.27

Gasto inicial(barriles)Gastos iniciales de pozos nuevos1,2001,1001,000900800700600500400300200100Resultado de la jerarquización de localizaciones hanmejorado los gastos iniciales001-ene 29-ene 26-feb 26-mar 23-abr 21-may 18-jun 16-jul 13-ago 10-sep 08-oct 05-nov40%60%Creación del grupo de fracturas integrado por Petroleros, Geólogos, Geofísicos.Selección de zonas de mayor potencial.Aplicación de la técnica de multifracturas.Uso de bolas selladoras biodegradables.28

Macropera autosustentable

Macroperas AutosustentablesConcluidas En proceso PróximasPresidente Alemán 1365Corralillo 624Corralillo 607Presidente Alemán 1614Humapa 1643 (82%)Coapechaca 24 (71%)Coapechaca 376 (71%)19 en estudioPresidente Alemán 1365 (Bpd)Corralillo 624 (Bpd)Corralillo 607 (Bpd)1,6001,4001,2001,000800600400200025 marzo iniciainyección conBN01/ene 10/feb 22/mar 01/may 10/jun 20/jul 29/ago 08/oct1,4001,2001,00080060040020004 abril iniciainyección conBN01/ene 10/feb 22/mar 01/may 10/jun 20/jul 29/ago 08/oct1,000800600400200017 Agosto iniciainyección conBN01/ene 10/feb 22/mar 01/may 10/jun 20/jul 29/ago 08/oct30

Gas Quemado (MMpcd)Se han emprendido acciones para asegurar elaprovechamiento de gas, el cual se tiene enmuchos puntos de recolecciónAprovechamiento140100%120100806040200ene-09 abr-09 jul-09 oct-09 ene-10 abr-10 jul-10 oct-10 ene-11 abr-11 jul-11 oct-11Quemado Producido Aprovechamiento %90%80%70%60%50%40%30%20%Acciones para incrementar elaprovechamiento de gasDurante el año 2011 se han ejecutado 22 obrasque han permitido aprovechar 53.6 millones depies cúbicos de gas.En el mes de Octubre se redujo la quema de gas a14.1 MMpcd para un aprovechamiento del 94%.Se tienen en ejecución 16 obras para incorporar aproceso 16.7 millones de pies cúbicos de gas.Adicionalmente a las obras que actualmente seencuentran en ejecución, el Activo está evaluando laaplicación de tecnologías tales como:Transporte de gas en contenedores.Inyección de gas a yacimiento.Generación de energía eléctrica para elsuministro en las instalaciones y con beneficioa comunidades.En los últimos 2 días se tiene unaprovechamiento de gas del 98%31

Salmuera de KCL de 1.03 gr./cm3Producción (Bpd)NP (Barriles)Terminación MultifracturaCorralillo 629Lodo Perflex KCL1.03 – 1.15 g/ccTR 10 3/4” 40.5 lb./pie,J-55, BCN a 103 mLechada Única de 1.89gr./cm3 a superficieLodo Perflex KCL1.15 – 1.32 g/cc1234Diferenciadores TecnológicosFluido viscoelastico libre de polímerosMultifractura con esferas biodegradablesdivergentes.Arena malla 20/40 + arena antiretorno11 secciones disparadas de 9m c/u. (4 arenas)TR 7 5/8” ” 26.4 lb/pie, J-55, BCN a 569 m5Colocación de trazadores radioactivosLechada Única de 1.89gr./cm3 a superficie6Producción pozo Corralillo 62971,400200,000Lodo E.I1.20-1.26 g/cm3Cople Diferencial a1920.05 mTR 5 1/2” ” 17 lb/pie, N-80,VFJL, a 1933 mLechada Llenado:1.50 gr./cm3 (397-1483 )Lechada Amarre:1.70 gr/cm3 a (1483-1933)ProfundidadTotal 1940 mIntervalos Disparados1775-1782 m T-901766-1773 m T-901755-1764 m T-901746-1754 m T-901736-1745 m T-80 – T-901726-1735 m T-801715-1724 m T-701703-1712 m T-701692-1701 m T-65 – T-701678-1687 m T-651666-1675 m T-658910111,200160,0001,000120,00080080,00060040040,000200016/jun 06/jul 26/jul 15/ago 04/sep 24/sep 14/oct 03/nov 23/novProducciónNP32

Producción (Bpd)NP (Barriles)Perforación Coyotes 423DRESULTADOS Resultados de DE Fracturas DE FRA FGeométricos Unidades EtapaGeométricos Unidade1 Etapa Etapa 2 Es s 1 1Longitud total total (m) (m) 210 210Xf Xf (m) (m) 105 105Altura (H) (H) (m) (m) 240 240Network (m) (m) 110 110DirecciónN29ENArena Otawa20/40EtapaLongitud Total (m) 210 350Xf (m) 105 175Altura (H) (m) 240 210Network (m) 110 85Dirección N29E N34E NArena Ottawa 20/40 (Sacos) 6100 6801(sks) (sks) 6100 61006Fluido Fractura (bls) (bls) 4583 45834Fluido de Fractura (bbls) 4583 4690EPrimer pozo perforado con un desplazamiento horizontal de943 metros.5 fracturas hidráulicas ubicadas a 150 metro entres ellas.33,446 sacos de arena.Altura de la fractura 211 metros y longitud de 228 metros.Área de contacto total 240,540 metros cuadrados.Monitoreo de las fracturas con microsísmica.El pozo Coyotes 423 actualmente aporta 240 bpd de aceite,superior a la producción de los pozos existentes (20 bpd).450400350300250200150100500Producción de Aceite16,00014,00012,00010,0008,0006,0004,0002,0000Esta operación representa el trabajo defracturamiento más grande realizado en el Paleocanalde Chicontepec.Producción (Bpd)Acumulada (bls)33

Presidente Alemán-1565

Triángulo de clasificación deRecursos PetrolerosHectárea Fracturada35

AlcancePerforar 6 pozos horizontales paralelos saliendo de la macropera Coyula 1663:2 a la arena Pechi B 2 a la arena 70 2 a la arena 50Perforación perpendicular a la dirección del máximo esfuerzo regional.Sección horizontal 900 metros.Realizar de 10 a 12 etapas de fracturas transversales para cada pozo, dependiendo demodeladoFarcturado mediante técnica Rapid Frac y Zipper FracHectárea fracturadaProyecto piloto Campo CoyulaEspaciamiento de 190 metros entre pozos considerando un ala de fractura de 100 metros.36

Programa pozo Escobal 197Seccion Horizontal: 1112mAng. Horizontal 91 GradosV sec: 1633 mTantoyuca.(Aflora)Guayabal@ 335 mtsChicontepec Sup@779 mtsTR 16” HINCADO, 65.0 #/pie, K-55,BCN @ 50 m T.O.C. = 0 mAgujero 14 ¾” @ 500m (500 tvd)TR 10 3/4”, 40.5 #/pie, J-55,BCN @ 500 m T.O.C. = 0 mChicontepec Med @987mtsKOP @ 980 mD3.0 deg/30mChicontepec Inf@1569 mts (TVD)Prof. Act.: 2,044 md1,688 mvÁngulo: 83°Agujero 9 1/2” @ 2,044md (1640 tvd)TR 7 5 /8”, 29.7 #/pie, p-110, BCN @ 1860 md T.O.C. = 0 mPechi_B Cima@ 1660 mts (TVD)Prof. Hor. Prog: 2,100 mdÁngulo: 90°Agujero 6 3/4 ” @ 3069 md (1666 tvd)Liner 4 ½” ,11.6 #/pie, p-110, HYD-513Con Terminación Horizontal Rapid Frac.37

Hectárea fracturadaProyecto piloto Campo Coyula38

Perforación radial.TecnologíaPerforación radial en agujero descubierto sinequipoAplicaciónIncrementar el área de flujo del yacimiento a travésde ramas laterales perforadas con chorro de agua.BeneficiosIncremento de producción.Incremento del área de drene.Rebasar el daño del yacimiento.Trabajos de reparación sin equipo.Situación ActualDerivado de los resultados positivos, de pruebasefectuadas núcleos, se decidió seleccionar 5 pozospara prueba piloto dentro de uno de los laboratoriosde campo.Se espera su realización para Febrero del 2012.39

ProfundidadCasing DrillingHoyPropuesta0100200Días Vs. ProfundidadDIAS Vs. PROFUNDIDADPOZO: CORRALILLO 3020 1 2 3 4 5 6 7 8 9 109 5/8"3004005007"6007008009001000Tiempos Planos: 5,5 Días11001200130014001500160017004 1/2"1800Comportamiento de la producción40

Prueba de Inyección de AguaMacropera Furbero 14322250000 2250500 2251000 2251500 2252000 2252500Objetivo: Comprobar la efectividad del patrón deinyección en dirección del fracturamiento y líneasalternadas.Inició la Prueba 21 de Enero de 2011Arreglo de once pozos productores y seisinyectores.Inyección selectiva de agua (aparejo deinyección preparado).Comprobar ventajas de iniciar inyeccióncon yacimiento arriba de Presión deSaturación.Arreglo de Pozos659000 659500 660000 660500 661000 661500ChM5FPR-5Fur-1418Fur-145444 bpd130 bpdFur-1416Fur-147252 bpdFur-140696 bpdFur-1452Fur-1491162 bpd65 bpd49 bpdFur-143241 bpdFur-1471115 bpdFur-1404Fur-145134 bpdFur-1473194 bpd24 bpdFur-143186 bpdFur-1411Fur-1453192 bpdFur-143316 bpd130 bpdFur-1455Alta calidad de agua = 1 micrón.Fur-1424AvancesPozo productorQoi (bpd)Qwi (bpd)En evaluación de producción No consideradas en el patrónPozo inyectorVolumen acumulado de agua inyectado es de 309 Mbls.Volumen de aceite producido 52 Mbls.Pozo inyectorPozo no perforadoAdicionalmente a esta prueba se realiza otra en el campo Agua Fría.Dado el contraste de inyectabilidad en diferentes zonas dela macropera, la heterogeneidad del yacimiento siguesiendo un factor determinante para la correcta explotaciónde éste.41

Presión [kg/cm 2 ]Comportamiento de Presión.00.00200150Furbero 1473 Furbero 1491Furbero 1451 Furbero 1472Furbero 1418 Furbero 1454Furbero 1455 Furbero 1433Furbero 1432 Furbero 1411Fur-1473Fur-1491Fur-1451Fur-1472Fur-1418Fur-1454Fur-1455Fur-1432.00100.00.0050.000.0042

Inyección Continua de CO 2Descripción:Propósito:DescripciónDos pruebas de inyección de CO2 son ejecutadas entre el 19 de julio de 2010 y 31 demarzo del 2011.Encontrar formas de incrementar la recuperación de aceite en campos de laFormación Chicontepec.Involucra un pozo inyector y seis productores de la macropera Coyotes 331, delcampo Coyotes.El propósito: determinar si entre pozos distantes 400 metros existe continuidadhidráulica.Coyotes 331, Inyeccióncontinua de CO 2• Duración: 166 días• Inyección: 9,860 ton CO 2• Ritmos: 40, 50 y 80 ton/d• Volumen Poroso: 94,000rb• 1.1 veces los líquidosproducidos• CO 2 se detecta a 50 días,C-312• Concentración: 27.1%CO 2• Aumento paulatino depresión• Persiste declinación deproducción• Gasto CO 2 igual a 1/360inyección• Se detectan H intermediosC 3-6Conclusión: El curso de las respuestas hasta ahora ofrecidas por los yacimientos bajo prueba de inyección continua (AguaFría, Tajín y Coyotes) sugiere que, entre pozos distantes 400 metros, las unidades de flujo no presentancontinuidad hidráulica.Recomendación: Se recomienda efectuar pruebas con arreglos más cerrados. En principio 100 metros: una línea de tres inyectores distantes 200 metros, orientados en sentido delfracturamiento hidráulico (N 27º E), y dos líneas paralelas a cada lado y distantes 100 metros, de dos y tresproductores separados 200 metros. Objetivo: probar continuidad hidráulica a 100 metros. Lugar: norte de AguaFría y/o Tajín. Fuente: agua congénita.

Pozo Pulmón, contar con un volumen suficientede gas a alta presión para operar pozos con BN44

Contratos propuestos e implementaciónde contratos de desempeño.Características por zonaAlta prospectividad en incorporación de reservas(Probables y Posibles).Mejor calidad de aceite, ligero y súper ligero (30 a 45°API).Objetivos someros, profundidad promedio 1,100 m.Potencial corroborado con perforación de pozos.Áreas con menor desarrollo.Oportunidad de desarrollo en la parte somera.Calidad intermedia de aceite (22 a 26° API)Potencial corroborado con perforación de pozos.Reforzamiento del área con adquisición desísmica 3D.Actividades Nov Dic Ene Feb ResponsablePropuesta al administradorPropuesta a la SRNInforme a DGPEP para aprobaciónActualización-validación Inf. técnicaCalculo de tarifaAjustes al contrato y anexosAutorización (CAAOS, Admon. PEP)Inicio del proceso de licitaciónCACI-ATGCACI-GPECACI-ATGCACISNME apoyoSRNSRN/SNMESRN/SNMEGAFÁrea con mayor desarrollo.Recursos invertidos (capital y experiencia).Desarrollo de yacimientos en dos objetivosprincipales, facies arena y brecha.Objetivos con profundidad promedio desde 1,800 a3,000.Sustento de la producción actual del proyecto.Calidad de aceite de 17° a 31 °API.45

Contenido¿Qué es un campo no convencional?Antecedentes y CaracterísticasEstrategias de desarrollo y operación, resultadosTecnologías utilizadasLogros, Retos y Visión FuturaConclusiones46

Iniciativas para continuar con elcrecimiento de la producciónMás selectivos en terminación de pozosMejores gastos iniciales y mayor NpReorganización del grupo de refracturasFortalecer el grupo de Diseño y de GeocienciasConsolidar el uso de Sistemas Artificiales1,885 pozos operando (809 fluyentes, 201 intermitentes y 1,233 cerrados)Proyección de 1,000 conversionesProbar nuevas tecnologías (fuera de laboratorios)Casing drillingHectárea fracturadaReactivación de pozos de aceite extrapesadoInyección de vaporNuevas oportunidades de desarrolloBrecha nueveImplementar los Sectores Operativos (“Chicos”) y crearcampamentos cercanos a los campos.47

Producción de Crudo 2011 - 2012Miles de barriles por día110100908070602011 201264 671025045403020ene mar may jul sep nov ene mar may jul sep novCrecimiento del 204% de enero 2007 a octubre 2011Incrementos de producción segundo semestre 2011, implementación tecnológica de pozosmultifracturados (34) y recomendaciones Grupos de ProductividadMacroperas autosustentablesReducción de producción diferida por atención oportuna a pozos “Comandos Operativos”48

Resolver los retos técnicos requiereprecisos procesos de operaciónActividad Métrica 75 M 150 M 300 M Procesos requeridosGeneración delocalizacionesPerforación dePozosMacroperas# localizacionesdocumentadas por año700 1,500 3,200# pozos perforados por año 505 1,000 1,852# macroperas construidaspor año102 165 243Fracturamientos # fracturas por año 700 2,200 2,270SistemasartificialesOperación dePozosReparacionesMayoresReparacionesmenoresEvaluación# sistemas artificialesinstalados por año684 1,000 1,292# pozos operando 1,804 4,000 6,048# reparaciones por año 280 480 700# reparaciones menores porañovalor del proyecto (millonesde pesos)1,200 2,050 2,86421,000 35,000 55,602Caracterización estática ydinámica de laslocalizacionesPlan masivo de perforación,coordinación operativa yejecuciónGeneración y seguimiento decontratos, diseño yconstrucciónDiseño, supervisión,ejecución y evaluación de lasfracturasDiseño, ejecución ymantenimiento de sistemasartificialesPlaneación, supervisión yrevisión de los pozosoperandoDiseño de reparación,coordinación operativa,logística y ejecuciónDetección de mantenimiento,coordinación operativa yejecuciónPlaneación, coordinación yevaluación de la actividad49

Nivel de ejecución eficienteGrupo de Productividad de PozosGrupos de Productividad de Pozos ,deberá de manera eficiente atender 200 pozos por equipo.Pozos operando(Número)10,0009,0008,0007,0006,0005,0004,0003,0002,0001,00002012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023Grupos deProductividad141618202226303540434546Actividad de los gruposde productividad11,334 12,638 14,774 16,112 17,820 21,19024,20927,45531,24534,448 35,14833,0372012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023Personal especializado en sistemasartificiales de producción2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 202350

Chicontepec es un Proyecto de largo plazo yrequiere mantener su actividad en lassiguientes décadasBarriles por día800700600500400300200Inyección de agua2015Producción máxima@ 2030501mil barrilesdiariosProducción aceiteVolumen a recuperar5,373millones de barriles depetróleoIndicadorVPN(mmpesos)VPN / VPI(peso/peso)TIR(% anual)RBC(peso/peso)Antes deimpuestosDespués deimpuestos437,064 169,3741.49 0.5854% 25%2.11 1.26PDP PNP PND PRB POS10002012 2016 2020 2024 2028 2032 2036 2040 2044 2048 2052 2056 2060 2064 2068 2072Actividad física requeridaMetas Físicas (número) 2012 2013 2014 2015 2016 2012-2016 2017-2075 TotalMacroperas 182 119 135 144 131 711 1,623 2,334Pozos Productores 520 547 547 550 543 2,707 9,414 12,121Sistemas Artificiales 520 547 547 550 543 2,707 9,414 12,121Pozos Inyectores 0 0 12 143 182 337 3,637 3,974Intervenciones Mayores 116 297 195 340 257 1,205 18,562 19,767Instalaciones de producción 72 26 17 18 7 140 88 22851

El rendimiento de operación del proyectoAceite Terciario del Golfo ha incrementadoCosto deventasVentas20,00015,00010,0005,000Resultados antes deimpuestos y derechosNo incluye gastos deexploración.-12,039Costo de Producción12.0 11.6 11.02008 2009 20100-5,000-10,000-15,000Ventas/Costo deVentas (mm$)11,227-1,6497,9871,061-5,441138%14,086 13,7122,523 4,367-9,646-8,1692008 2009 2010 2011*El Costo de Producción se havisto incrementado durante2011, por un aumento en el gastodebido a un mayor número deReparaciones Menoresefectuadas y por la instalación desistemas artificiales en un mayornúmero de pozos para almantenimiento de la producciónbase, así como un mayor gastode mano de obra por laformalización de la estructura depersonal.El margen del costo total unitario enrelación al precio de hidrocarburos hamejorado, yendo del 60% en 2009 al151% en 2010Costo de DesarrolloEl costo de desarrollo oscilaen una banda entre los 15 y 20dólares por barril (bpce)dependiendo de lascondiciones de los campos14,0869,7834,303Ventas Costo Rendimiento• Periodo Enero – Agosto 201152

Contenido¿Qué es un campo no convencional?Antecedentes y CaracterísticasEstrategias de desarrollo y operación, resultadosTecnologías utilizadasLogros, Retos y Visión FuturaConclusiones53

ConclusionesLa rentabilidad de Chicontepec presenta una amplia dependencia de laproductividad de los pozos, reducción de costos e implementación detecnologías.Fortalecimiento a las actividades para el entendimiento del subsuelo.Desarrollo de campos en forma jerarquizada y por sectores, en función delgrado de rentabilidad, conocimiento y certidumbre.Continuar con el esfuerzo de mejoramiento de la productividad de los pozosmediante la instalación de sistemas artificiales adecuados.Capitalizar los logros tecnológicos.El aprendizaje, estudio e identificación de tecnologías adecuadas, serán loselementos que gobiernen, antes de una ejecución masiva.Continuar con la aplicación del modelo de Desarrollo Sustentable paragarantizar la convivencia armónica con el medio ambiente y la comunidad.54

Chicontepec es un campo No Convencional querequiere soluciones No Convencionales