Ingenieria Petrolera AIPM 2012

INGENIERA PETROLERA.- Publicacin mensual de la Asociacin de Ingenieros Petroleros de Mxico A.C., Av. Melchor Ocampo 193 Torre A Piso 12. Col. Vernica Anzures C.P. 11300, Mxico D.F., Tels: 5260 2244 y 5260 7458. Solicitada la Autorizacin como Correspondencia de Segunda Clase de Administracin de Correos nm. 1 de Mxico D.F. Distribuido por la Asociacin de Ingenieros Petroleros de Mxico, A.C. Publicacin editada e impresa por 4AM FOR ADVERTISING AND MARKETING S.A. DE C.V., Enrique J. Palacios No. 108, Col. Prado Ermita, C.P. 03590, Del. Benito Jurez, Mxico D.F., Tels: 5601 7571 y 55 3211 6077. Edicin: 1100 ejemplares. Certificado de licitud de ttulo nm. 8336 y Certificado de contenido nm. 5866 ante la Comisin Certificadora de Publicaciones y Revistas Ilustradas. Certificado de reserva de Derechos al Uso Exclusivo nm. 003322 ante la Direccin General del Derecho de Autor. Toda la correspondencia debe dirigirse a la Asociacin de Ingenieros Petroleros de Mxico A.C. EL CONTENIDO DE LOS ARTCULOS TCNICOS ES RESPONSABILIDAD DEL AUTOR. ISSN 0185-3899.

rgano de Divulgacin Tcnica e Informacin de la Asociacin de Ingenieros Petroleros de Mxico A.C.

Vol. LII No. 6 JUNIO 2012www.aipmac.org.mx/web/revista

Foto de portada:Plataforma petrolera

Editorial

Seccin tcnica

Evaluacin econmica del negocio en la industria de exploracin y explotacin de hidrocarburosCelestino Ortiz Guzmn,Carlos E. Garca Valenzuela,

Optimizacin de la relacin reserva-produccin en campos maduros de la Regin SurErnesto Cisneros Vega

Anlisis de pruebas de presin y declinacin en pozos hidrulicamente fracturados en yacimientos heterogneos (Paleocanal Chicontepec) con empuje de gas en solucinArmando Rivero Vrtiz, Miguel Alejandro Gonzlez Chvez, Juan Alemn Moreno

Jornadas Tcnicas

Convocatoria

4

5-19

20-26

27-40

41

2 | Ingeniera Petrolera VOL. LII No. 6 JUNIO 2012 ISSN 0185-3899

Directiva NacionalPresidente Dr. Guillermo C. Domnguez Vargas

Vicepresidente Ing. Antonio Narvez Ramrez

Secretario Ing. Ricardo Rosales Lam

Tesorero Ing. Csar R. Lpez Crdenas

Protesorero Ing. Jess A. Mora Moreno

Coordinador Nacional de Ayuda Mutua Ing. Sergio Mariscal Bella

Subcoordinador Nacional de Inversiones de Ayuda Mutua Ing. Jos Luis Fernndez Cad

Coordinador Nacional de Fondo de Retiro Ing. Oscar Humberto Lizn Prez

Subcoordinador Nacional de Inversiones de Fondo de Retiro Ing. Juan Manuel Flores Martnez

Director Comisin de Estudios Dr. Fernando Rodrguez de la Garza

Director Comisin Editorial Dr. Fernando Samaniego Verduzco

Director Comisin Legislativa Ing. Antonio Sandoval Silva

Director Comisin Membresa MI. Cuauhtmoc Csar Zapata Gonzlez

Director Comisin de Apoyo Informtico Ing. William Chacn Chan

Subdirector Comisin de Apoyo Informtico Ing. Antonio Lugo Castro

Consejo Nacional de Honor y JusticiaIng. Daniel Njera ParedesMI. Carlos Rasso ZamoraIng. Javier Hinojosa Puebla

Ing. Javier Chvez MoralesIng. Adn Oviedo Prez

Delegacin Ciudad del CarmenIng. lvaro Herrera Acosta Ing. Enrique Ortuo Maldonado

Presidente Vicepresidente

Delegacin CoatzacoalcosIng. Javier Ruben Martnez Gutirrez Ing. Joel Alejandro Soto Rodriguez

PresidenteVicepresidente

Delegacin ComalcalcoIng. Ernesto Lira Rodrguez Ing. Manuel de Jess Coronado Zrate


Delegacin MxicoIng. Gustavo Salgado Nava Ing. Ciro Hernndez Snchez


Delegacin MonterreyIng. Hctor Cavazos Trevio Ing. Roberto Lozano Montemayor


Delegacin Poza RicaIng. Juan Bujanos Wolf Ing. Pedro Fernando Gmez Gonzlez

Presidente Vicepresidente

Delegacin ReynosaIng. Ricardo Martnez SierraIng. Alejandro Valle Corona


Delegacin TampicoIng. Miguel Olivella Ledesma Ing. Jorge A. Hernndez Cant


Delegacin VeracruzIng. Rubn A. Jimnez Guerrero Ing. Miguel ngel Hernndez Garca


Delegacin VillahermosaIng. Miguel ngel Mndez Garca Ing. Hctor Agustn Mandujano Santiago


Revista Ingeniera Petrolera

Director Editorial Dr. Fernando Samaniego VerduzcoCoordinacin Editorial Laura Hernndez Rosas email: [email protected]

Ingeniera Petrolera | 3

Conse j o ed i t o r i a l

VOL. LII No. 6 JUNIO 2012 ISSN 0185-3899

Consejo Editorial

Roberto AguileraUniversity of Calgary

Vctor Hugo Arana OrtizPemex

Jorge Alberto Arvalo VillagrnPemex

Jos Luis Bashbush BauzaSchlumberger

Thomas A. BlasingameTexas A&M University

Rodolfo Gabriel Camacho VelzquezPemex

Hber Cinco LeyUNAM

Yuri Valerievich FairuzovUNAM

Faustino Fuentes NucamendiPemex

Nstor Martnez RomeroCIPM

Michael PratsConsultor EUA

Edgar R. Rangel Germn CNH

Fernando J. Rodrguez de la GarzaPemex

Fernando Samaniego VerduzcoUNAM

Francisco Snchez SesmaUNAM

Csar Surez Arriaga UMSNH

Csar Trevio TrevioUNAM

Jaime Urrutia FucugauchiUNAM

Surendra Pal Verma JaiswalUNAM

Robert A. WattenbargerTexas A&M University

Lic. Eva Myriam Soroa ZaragozaConsultora Editorial*

Lic. Franco VzquezAsistencia tcnica

*Asesora durante el proceso de revitalizacin de la revista Ingeniera Petrolera

4 | Ingeniera Petrolera

Ed i t o r i a l


Editorial

El 27 de junio Petrleos Mexicanos inform que llev a cabo la emisin de un bono por 400 millones de dlares en el mercado norteamericano, y que dicho bono cuenta con la garanta del Export Import Bank de los Estados Unidos de Amrica (Ex-Im Bank).

Se trata de un bono amortizable semestralmente con vencimiento el 20 de diciembre de 2022 y vida media de 5.71 aos. El bono pagar un cupn de 2.00% ms una prima correspondiente al seguro del Ex-Im Bank. Los recursos obtenidos de esta emisin se destinarn al refinanciamiento de las importaciones de bienes y servicios utilizados en diversos proyectos de Pemex.

El bono fue colocado entre inversionistas de Estados Unidos, lo que incluye fondos de pensiones, fondos de inversin y bancos. Los agentes colocadores de la emisin fueron Credit Agricole, Goldman Sachs y JP Morgan.

Asimismo, el 3 de julio de 2012 Petrleos Mexicanos dio a conocer mediante su boletn de prensa nmero 33, que Pemex Exploracin y Produccin confirm el potencial petrolfero de la provincia Cinturn Plegado Catemaco, luego de que el pozo Kunah-1, perforado por la plataforma semisumergible Centenario en aguas profundas de la porcin mexicana del Golfo de Mxico en tirante de agua de 2,157 metros, se convirtiera en el pozo con mayor productividad en aguas profundas del pas..

De igual manera se inform que estos trabajos de exploracin y perforacin del Kunah-1 que est ubicado a 125 kilmetros al noreste del puerto de Veracruz permitieron identificar cinco yacimientos de gas hmedo en los distintos intervalos perforados.

La relevancia de la confirmacin que gener la perforacin del pozo Kunah-1 radica en el hecho de que permite establecer la existencia de reservas dentro de un nuevo nivel estratigrfico, el cual se ubica en posicin superior a los horizontes productores en Lakach y Piklis, que corresponden al periodo del Mioceno Inferior.

De este modo, se estima certificar reservas 3P en el rango que va de los 1.5 a los dos billones de pies cbicos de gas (el boletn de prensa no aclara si se trata de billones de pies cbicos expresados en el sistema internacional de unidades o no), con lo que se robustece el portafolio de oportunidades en la zona, que actualmente suman entre 300 y 400 millones de barriles de crudo equivalente,

10 por ciento de los cuales aproximadamente corresponden a crudo.

Este proyecto forma parte de los trabajos exploratorios que Pemex Exploracin y Produccin realiza en el Golfo de Mxico Profundo, en el lmite noroeste de la citada provincia en profundidad de 4,550 metros por debajo del fondo del mar con el objetivo de descubrir nuevas acumulaciones de hidrocarburos de las que sea factible extraer volmenes importantes de los productos que comercializa la empresa: aceite y gas.

Los cinco yacimientos descubiertos tienen profundidades que oscilan entre los 2,845 y los 4,103 metros: uno de ellos est en el Mioceno Superior, otro en el Medio, y los tres restantes en el Mioceno Inferior, y en conjunto corroboran el potencial petrolero del rea, pues mediante el empleo de tecnologa moderna de probadores dinmicos de formacin se registraron presiones y temperaturas superiores a las pronosticadas.

Durante las pruebas de produccin se alcanzaron gastos de 34 millones de pies cbicos de gas hmedo por da y 110 barriles de lquidos.

Cabe hacer notar que el avance del proceso de perforacin de los pozos Lakach-1, Piklis-1 y Kunah-1, que inici en el 2006, ha puesto en evidencia el incremento del nmero de acumulaciones productoras hacia el norte, entre las que destacan los yacimientos ya mencionados.


Secc i n Tcn i ca


Evaluacin econmica del negocio en la industria de exploracin y explotacin de hidrocarburos

Celestino Ortiz Guzmn, Carlos E. Garca Valenzuela

Pemex Exploracin y Produccin

Informacin del artculo: recibido: 2007, aceptado: junio de 2012

Resumen

Con frecuencia, la situacin financiera es considerada la mejor medida aislada de la posicin competitiva de la empresa y de su atractivo general para los inversionistas. Determinar las fuerzas y debilidades financieras de la organizacin resulta esencial para formular debidamente las estrategias.

Es aqu donde el valor de la empresa tiene una importancia real; y es la base de un nuevo enfoque orientado a optimizar la gestin empresarial, motivar a los empleados y crear valor; esta herramienta es el valor econmico agregado (Economic Value Added EVA).

Una compaa crea valor para sus accionistas cuando la rentabilidad obtenida para el capital invertido es superior al costo de dicho capital. En la industria de exploracin y explotacin de hidrocarburos, las reservas de hidrocarburos representan el generador de valor principal, en sus aspectos de desarrollo e incorporacin de reservas probadas.

El valor presente neto de la reserva probada representa el flujo de efectivo a recuperar, ya descontados sus costos de desarrollo, mantenimiento y operacin, constituye la ganancia por encima del costo del capital.

Con el fin de monitorear y controlar el resultado del EVA, se han seleccionado nueve impulsores volumtricos y once impulsores monetarios. Y mediante el empleo de un tablero de control, que mensualmente se actualiza, es posible analizar la informacin bajo un enfoque de creacin de valor.

Al aplicar el enfoque de generacin de valor al anlisis del desempeo de los programas operativos, se han detectado oportunidades de mejora equivalentes a 233 millones de pesos (valor econmico de reservas a reclasificar).

Finalmente se detallan las recomendaciones e iniciativas propuestas orientadas a generar valor: restitucin y desarrollo de reservas probadas, orientacin del movimiento de equipos a la reclasificacin de reservas probadas no desarrolladas a desarrolladas, eficiencia en procesos y disminucin de costos.

Introduccin

Prcticamente a diario se toman decisiones que afectan el futuro. Los individuos, los propietarios de pequeos negocios, los presidentes de grandes corporaciones y los dirigentes de dependencias gubernamentales, se enfrentan rutinariamente al desafo de tomar decisiones al seleccionar una alternativa con respecto a otra. stas son decisiones de cmo invertir en la mejor forma los fondos, o el capital, de la compaa y sus propietarios.

Estas decisiones de negocios cambiarn invariablemente el futuro, con la esperanza de que sea para mejorar. Por lo general, los factores a considerar pueden ser econmicos y no econmicos, tangibles e intangibles. Sin embargo, cuando las corporaciones y dependencias gubernamentales seleccionan una alternativa sobre otra, los aspectos financieros, el retorno del capital invertido, las consideraciones sociales y los marcos de tiempo, con frecuencia adquieren mayor importancia.

La gente toma decisiones; las computadoras, las metodologas y otras herramientas no lo hacen. Las

Artculo arbitrado


Secc i n Tcn i ca

Evaluacin econmica del negocio en la industria de exploracin y explotacin de hidrocarburos, p.p 5-19


tcnicas y los modelos econmicos ayudan a la gente a tomar decisiones. Puesto que las decisiones afectan lo que se realizar, el marco de tiempo del anlisis econmico es generalmente el futuro. Por consiguiente, los nmeros utilizados deben ser las mejores estimaciones de lo que se espera ocurra.

El anlisis econmico hace referencia a la determinacin de los factores y criterios econmicos utilizados, cuando se considera una seleccin entre una o ms alternativas. Con estas tcnicas, es posible desarrollar un enfoque racional y significativo para evaluar los aspectos econmicos de las diferentes alternativas empleadas en el logro de un objetivo determinado.

Exposicin de la teora

Valor del dinero en el tiempo

Con frecuencia se dice que el dinero hace dinero. La afirmacin es cierta, puesto que si se elige invertir dinero hoy, inherentemente se espera tener ms dinero en el futuro. Este cambio en la cantidad de dinero

durante un periodo de tiempo dado se denomina el valor del dinero en el tiempo; es el concepto ms importante en el anlisis econmico.

Podemos decir que el costo del dinero est medido por su costo de oportunidad; es decir, por la tasa de inters. La frmula del valor futuro del dinero para un periodo de un ao quedara como se muestra en la Figura 1.

Figura 1. Valor futuro del dinero (2).

ndices financieros tradicionales

Por lo general, los sistemas convencionales de medicin financiera no son eficaces; porque se les relaciona con el presupuesto, siempre van muy a la zaga de los hechos y adems son objeto de la manipulacin administrativa. Los presupuestos no dan lugar a una buena administracin financiera. Dedicar tiempo a principios de ao a asignar fondos a las diferentes actividades y proyectos, y despus pasar el resto del ao observando si el dinero se gasta no es administracin financiera. Para que un lder pueda emplear las finanzas como es debido, deben medirse e informarse a todas las personas involucradas en el proceso productivo.


Secc i n Tcn i ca



Retorno sobre la inversin (ROI)

Las medidas de desempeo basadas en el retorno del capital son relativamente buenas y muy comunes. Se emplean diferentes frmulas y se le llama de diferentes maneras, como retorno sobre la inversin (ROI), retorno sobre el capital invertido (ROIC), retorno sobre el capital empleado (ROCE), retorno sobre activos netos (RONA), retorno sobre activos (ROA), etc. El defecto

principal de todas estas tasas de retorno, es que el hecho de maximizarlas, no necesariamente maximiza el retorno para los accionistas. Las operaciones no deberan estar guiadas hacia el objetivo de maximizar la tasa de retorno. Siendo una medida relativa que no incorpora el riesgo, hace que se falle en el momento de tomar decisiones. Adems, basndose en el ROI, Figura 2, el capital puede resultar siendo mal empleado (localizado).

Figura 2. Retorno sobre la inversin (4).

Primero que todo, el ROI ignora el requerimiento esencial, en el que se establece que la tasa de retorno debe ser por lo menos igual al costo de capital. Segundo, el ROI no reconoce que la riqueza de los accionistas no se maximiza al mismo tiempo que la tasa de retorno. Lo que desean los accionistas es que la empresa maximice el retorno absoluto sobre el costo de capital, y no los porcentajes. Las compaas no deberan ignorar los proyectos que renten ms que el costo de capital, justificndose en la disminucin de su tasa de retorno. El costo de capital es el obstculo a sobrepasar, no la tasa de retorno.

Lo que importa es el monto absoluto que se agrega a la riqueza de los accionistas.

Vale la pena mencionar que EVA y VPN van de la mano, as como ROI y TIR, Figura 3, los primeros indican la incidencia para los accionistas y los segundos proveen la tasa de retorno.

No hay razn para dejar de aplicar ROI y TIR, debido a que ambas son muy ilustrativas. La TIR siempre se debe usar en la evaluacin de proyectos, acompaada del VPN; con el ROI puede emplearse conjuntamente al EVA como ndices de desempeo.

Lo que se debe dejar en claro, es la necesidad de no tener como objetivo la maximizacin del ROI o la TIR; y que estos indicadores no se deben utilizar aisladamente para tomar decisiones.

Figura 3. Tasa interna de retorno (10).

A continuacin se mencionan las medidas financieras ms comunes, sus ventajas y desventajas.


Secc i n Tcn i ca



Rendimiento sobre el patrimonio (REP)

El rendimiento sobre el patrimonio (REP, Figura 4), indica el rendimiento que se obtiene sobre el valor en libros del capital contable. Los dueos se interesan mucho en este ndice, pues evidencia la capacidad de la compaa para generar ganancias a su favor. Mientras ms alto sea ste, ms les convendr a los dueos.

Figura 4. Rendimiento sobre el patrimonio (4).

Al no considerar el riesgo, el REP presenta las mismas fallas que el ROI. Asimismo, su nivel no le indica a los propietarios si se est o no creando valor. Con el REP, esta deficiencia se hace ms evidente, ya que no toma en ningn momento el costo del capital aportado por los accionistas.

El papel que cumple el REP es similar al del ROI y la TIR, proporciona informacin complementaria para la toma de decisiones.

Utilidad por accin (UPA)

La utilidad por accin (UPA, Figura 5), no es una medida adecuada del desempeo de una empresa, ya que puede incrementarse poniendo ms dinero en el negocio, aunque el rendimiento que se alcance sea totalmente inapropiado desde el punto de vista de los propietarios. Es por esto que la Utilidad por Accin no tiene correlacin directa con la creacin de valor.

Figura 5. Utilidad por accin (4).

Generacin de valor econmico agregado

El Valor Econmico Agregado (EVA es una marca registrada por Stern Steward & Co), se define como la diferencia entre el rendimiento de capital invertido y su costo durante el mismo periodo, Figura 6.


Secc i n Tcn i ca



Figura 6. Valor econmico agregado (9).

El EVA es superior a las utilidades contables como medida de creacin de valor. Esto es porque reconoce el costo del capital, por eso su bajo riesgo para las operaciones de una empresa. La maximizacin del EVA puede utilizarse como objetivo empresarial; mientras que los indicadores tradicionales no funcionan de esa manera, porque maximizar la utilidad o tasa de retorno contable conduce a resultados indeseados.

Discusin de procedimientos

Implantacin de EVA en la industria de exploracin y explotacin de hidrocarburos

En el caso de Pemex Exploracin y Produccin, al calcular el EVA se debe considerar, adems del valor en libros del capital invertido, el valor econmico de su fuente principal de creacin de valor que son las reservas de hidrocarburos. El ajuste necesario a las reservas se define como la variacin en el valor presente neto de un perodo respecto al anterior.

La industria del petrleo y gas tiene ciertas caractersticas que dificultan la estimacin de valor econmico a partir de una medicin del EVA. Sin duda la caracterstica ms importante de cualquier compaa dedicada a las actividades de exploracin y produccin de hidrocarburos, es que su activo ms importante como generador de valor econmico es su propiedad de cierto volumen de reservas de hidrocarburos y no las inversiones en activos fijos y/o otros activos. En consecuencia, si la medicin del EVA de Pemex Exploracin y Produccin se llevar a cabo basndose nicamente en el valor en libros del capital invertido, sta sera una medicin de creacin de valor errnea e incompleta, pues ignorara el valor econmico de su principal fuente de creacin de valor, las reservas de hidrocarburos.

Lo anterior establece la necesidad de calcular el valor de las reservas de hidrocarburos, para lo cual se han tomado en consideracin otros dos aspectos importantes de la industria. El primero se refiere a la incertidumbre inherente en la actividad exploratoria;

es decir, a la probabilidad de xito de la actividad exploratoria. En este sentido, la medicin del EVA de Pemex Exploracin y Produccin incluye slo las reservas probadas, de tal manera que el desempeo de los gerentes sta siendo evaluado por la explotacin eficiente de dichas reservas, pero tambin por el descubrimiento y desarrollo de nuevas reservas posibles y probables que eventualmente se convertirn en reservas probadas.

El segundo aspecto se refiere a la conveniencia de calcular el valor presente de todos los flujos de caja proyectados asociados a las reservas de hidrocarburos, dado el tiempo que podra transcurrir entre el descubrimiento de nuevas reservas y su explotacin. La ventaja de esta industria es que el mercado energtico es relativamente ms eficiente que otras industrias, y en consecuencia, las proyecciones de precio y demanda de hidrocarburos son ms transparentes. Por lo tanto, el valor presente de las reservas de Pemex Exploracin y Produccin podra calcularse de inmediato, an cuando se hubieran hecho nuevos descubrimientos de reservas, y reflejarse con la misma rapidez en el valor de la empresa.

El EVA de Pemex Exploracin y Produccin solamente ser positivo, cuando su desempeo operativo explotando las reservas haya sido mejor al proyectado al momento de valuar dichas reservas (produccin incremental no anticipada, menores costos etc.), o negativo cuando su desempeo operativo explotando las reservas haya estado por debajo al proyectado al momento de valuar dichas reservas (mayores costos, inversiones, menor produccin, etc.) El EVA de Pemex Exploracin y Produccin se define en la Figura 7.


Secc i n Tcn i ca



Figura 7. EVA en industria de exploracin y explotacin de hidrocarburos (9).

Objetivo

La propuesta presente se est llevando a cabo con el fin de:

Cuantificar y evaluar las iniciativas en trminos de la generacin y contribucin de valor Alinear la toma de decisiones operativas y de inversin con la generacin de valor econmico Monitorear y controlar las palancas de valor para tomar decisiones a tiempo

Y para cada una de sus lneas de negocios:

Lnea de negocio de produccin. Lnea de negocio de desarrollo de reservas. Lnea de negocio de exploracin.

Lnea de negocio de produccin

Mide el desempeo en la creacin de valor resultado de la explotacin de reservas probadas. Su frmula de clculo se puede observar en la Figura 8.

Figura 8. Lnea del negocio de produccin (9).


Secc i n Tcn i ca



Bsicamente se puede mejorar con alguna de las siguientes acciones o una combinacin de ellas:

Aumentando la produccin y ventas Disminuyendo los costos

Haciendo mas eficiente las inversiones

Para su monitoreo mensual se han definido seis impulsores volumtricos y siete monetarios, los cuales

se miden contra el desempeo del ao anterior y el programado, Tablas 1 y 2.

Lnea de negocio de desarrollo de reservas

El valor del desarrollo de reservas probadas representa el valor econmico de la empresa, a partir del desarrollo y la revisin de reservas probadas, ms el valor asociado a la reclasificacin a reservas probadas desarrolladas. Su frmula de clculo se presenta en la Figura 9.

Tabla 1. Tablero de control de metas volumtricas.

Tabla 2. Tablero de control de metas monetarias.


Secc i n Tcn i ca



La reclasificacin por pozos de desarrollo se refiere al valor econmico de las reservas reclasificadas, que se deriva de la disminucin del riesgo en la explotacin de reservas al terminar exitosamente los pozos de desarrollo.

Figura 9. Lnea del negocio de desarrollo de reservas (9).

Se genera valor econmico cuando se reclasifican reservas de las categoras posible, probable y/o probada no desarrollada, hacia la categora probada desarrollada (adems del caso donde se produce ms a costos menores), Figura 10.

Figura 10. Generacin de valor por reclasificacin de reservas.

La Figura 11 muestra ejemplos de acciones posibles para incrementar valor por reclasificacin de reservas.

Entonces se le da seguimiento mediante el tablero mostrado en la Tabla 3.

Lnea de negocio de exploracin

El EVA de exploracin representa la creacin e incremento en el valor econmico de la empresa, a partir de la incorporacin y delimitacin de reservas probadas, menos el capital invertido en exploracin, Figura 12.

Su incremento se puede obtener bsicamente por:

Incorporacin, resultados de nuevos descubrimientos.

Delimitaciones, actividades que se realizan con la finalidad de conocer la extensin del o los

yacimientos.

La incorporacin de reserva probada por pozos perforados lleva implcita la generacin de valor. El seguimiento a estos indicadores se efecta mediante la Tabla 4.


Secc i n Tcn i ca



Figura 11. Impulsores del movimiento de reservas.

Tabla 3. Reclasificacin de reservas.

Presentacin de resultados

Anlisis del movimiento de equipos con enfoque de generacin de valor

Una vez que se tiene definido el POT-I del ao a evaluar, se deben identificar los pozos que reclasifican reserva y separarlos de los pozos intermedios. Esta lista de pozos y su reserva a reclasificar se convierten en la lnea base, y son la meta que debemos mantener o superar en los programas operativos siguientes.


Secc i n Tcn i ca



Al generarse la propuesta del movimiento de equipos del siguiente programa operativo, debe compararse con la meta. La Tabla 5, muestra un ejemplo de comparacin entre dos programas operativos.

Figura 12. Lnea del negocio de exploracin.

Tabla 4. Incorporacin de reservas.

En el ejemplo mostrado en la Tabla 5, de POT-I a POT-II se present un aumento del 36% en la terminacin de los pozos programados, que reclasifican reserva de no desarrollada a probada desarrollada, los cuales a su vez representan un incremento de 11% en reservas reclasificadas y valor econmico generado.

Tabla 5. Comparacin de reclasificacin de reservas entre dos programas operativos.

Para llegar a esta tabla de resumen, es necesario dar seguimiento por instalacin o por tren de pozos a perforar/terminar por equipo de perforacin, incluyendo el antecedente de cada programa operativo. En la Figura 13 se muestra un ejemplo de este seguimiento.


Secc i n Tcn i ca



Figura 13. Seguimiento por instalacin de la perforacin de pozos.

Como resultado de este seguimiento se disparan alertas sobre el seguimiento de las operaciones de perforacin y terminacin de pozos. As como la posible variacin en generacin de valor que puedan causar los atrasos en la llegada y puesta en operacin de nuevas instalaciones.

Criterios de ordenamiento en movimiento de equipos

Con el fin de dar orientacin durante el proceso de integracin del movimiento de equipos; se recomienda priorizar la perforacin de pozos de desarrollo de acuerdo a los criterios siguientes:

Mayor volumen de reserva por reclasificar Dar preferencia a pozos que reclasifican reserva

sobre los pozos intermedios Mayor cuota de produccin o ndice de

productividad Menor inversin

Estas consideraciones contribuyen a mantener y/o mejorar las metas de reclasificacin de reservas establecidas en el movimiento de equipos asociadas a la meta.

Iniciativas de mejora

Empleando el enfoque de generacin de valor se han identificado e implementado diversas iniciativas orientadas a incrementar los ingresos y/o reducir los costos de desarrollo y produccin. Las ms representativas son:

1. Reduccin de gastos de mantenimiento. Esta iniciativa se ha estado aplicando en tres grandes rubros.

a. Mantenimiento dinmico: nivelar cargas de trabajo planeado, tratar equipos de manera diferenciada y reasignar trabajos mensuales.

b. Mantenimiento esttico: reorganizar equipos de trabajo, racionalizar los alcances de trabajos, minimizar actividades fuera de programa y reducir trabajo realizable en tierra.

c. Desincorporacin de activos: eliminar capacidad excedente/desincorporar equipos.

2. Reduccin en dimetro de pozos. Se utilizan tuberas de revestimiento de 13 3/8, 9 5/8, 7 5/8 y 5 en vez de las tradicionales tuberas de revestimiento de 16, 11 7/8 y 9 5/8, Figura 14, obteniendo ahorros en costos asociados a materiales requeridos para la perforacin de pozos, mediante la reduccin en el dimetro de la tubera. Durante el 2005 y 2006 se perforaron exitosamente 23 pozos logrando un beneficio en la generacin de valor por:

a. No reducir la produccin por pozo

b. Reducir volumen y costos de acero

c. Reducir volumen de recortes y costos de logstica

d. Reduccin de tiempos de perforacin

e. Incremento en la estabilidad del agujero

3. Reduccin del gas enviado a la atmsfera. Mejorar el aprovechamiento del gas manejado en plataformas marinas (gas producido + gas de bombeo neumtico) en las instalaciones costa afuera, para incrementar la utilizacin del gas producido y disminuir los requerimientos


Secc i n Tcn i ca



adicionales de compra de gas. Las acciones principales para incrementar el envo de gas a plantas son:

a. Implantar un sistema de administracin del mantenimiento, basado en la confiabilidad (RCM) de los mdulos de compresin y sus sis-temas de soporte de los centros de procesa-miento de gas.

b. Rehabilitacin de equipos deteriorados que operan fuera de parmetros de diseo, entre otros, los equipos dinmicos auxiliares em-pleados para el manejo de condensados amar-gos residuales (bombas), compresores para el

manejo de aire y nitrgeno, moto-reductores y ventiladores de enfriamiento de gas, aceite y amina.

c. Elaborar modelos de simulacin de procesa-miento y transporte de gas para optimizar la operacin de la infraestructura en la recolec-cin, proceso, transporte y distribucin de gas y condensados a los centro de procesamiento.

d. Aprovechar los vapores recuperados de los tanques de balance, contando con un sistema de compresin para integrarlos a la corriente de gas de alta presin, para su envo a los cen-tros de procesamiento de gas.

Figura 14. Cambios en la geometra de pozos.

Adicionalmente se tienen las iniciativas siguientes para reduccin de costos y optimizar el uso de activos:

1. Aumentar el gas endulzado en plataformas costa afuera, e incrementar el ndice de aprovechamiento de gas de bombeo neumtico. Esta accin permite disminuir las compras de gas seco que han presentado una tasa anual de crecimiento de 29% entre 1997 y 2004, Figura 15.

2. Aprovechar la capacidad de generacin elctrica que se tiene instalada. Se refiere a la generacin de energa elctrica, mediante el aprovechamiento de la energa trmica de gases de escape de las turbinas.


Secc i n Tcn i ca



3. Valorar el beneficio econmico de la conversin de equipos de consumo de diesel a gas. Reforzar la capacidad del equipo de bombeo para el manejo y distribucin de aceite crudo y de generacin de energa elctrica, sustituyendo el sistema de combustible diesel por gas residual, permitiendo no solo mejorar la operacin y confiabilidad de los equipos, sino reduciendo las emisiones de contaminantes a la atmsfera y el nivel de ruido generado.

4. Tambin se pueden optimizar las compras de gas al inyectar gas de bombeo neumtico a boca de pozo y profundizar los puntos de inyeccin donde sea factible.

Figura 15. Compras de gas seco de PEP a PGPB(8).

Estrategias para aumentar el EVA

Enfocar las acciones hacia las estrategias para mejorar la generacin de valor permitir gradualmente elevar este indicador.

1. Mejorar la eficiencia de los activos actuales; se trata de aumentar el rendimiento de los activos sin invertir ms:

Aumentar el margen de utilidad de ventas, mediante la reduccin de los costos.

Invertir en aquellos aspectos del negocio que generen mayor valor, y desinvertir en las reas que destruyen valor o generan poco valor.

Rentar activos fijos, en lugar de comprarlos. Revisar la amortizacin correcta y depreciacin

de activos.

Revisar la estrategia de mantenimiento, a fin de mejorar su efectividad y reducir su costo.

Descubrir los puntos y evaluar los niveles de desperdicio.

Eliminar gas enviado a la atmsfera. En la Figura 16 se puede ver el resultado positivo que han tenido las iniciativas orientadas a reducir este factor.

Reducir el costo de materiales, mediante la compra en volumen y en comn con otras empresas.

Reducir los gastos derivados del almacenamiento.

Subcontratar los procesos en los que la empresa sea cara, y viceversa, realizar por administracin aquellos procesos cuyo outsourcing sea caro.


Secc i n Tcn i ca



Figura 16. Gas a la atmsfera (8).

2. Aumentar las inversiones en activos que rindan por encima del costo del pasivo. La utilidad superar al costo de financiamiento.

3. Entre las acciones para mantener el rendimiento con menos inversin estn las siguientes:

El justo a tiempo puede reducir los plazos y montos de las existencias, el alquiler de equipos, y todos los eventos relacionados con el tiempo.

Generar mayor valor econmico no siempre est directamente relacionado con el incremento de inversiones.

Desincorporar activos de bajo rendimiento.

4. Reducir la carga fiscal, mediante una planeacin fiscal y decisiones que maximicen las desgravaciones y deducciones fiscales, a efecto de aumentar la utilidad antes de intereses y despus de impuestos. Cabe hacer mencin que la Ley Federal de Derechos vigente para el ejercicio fiscal 2006, establece el pago de un derecho adicional, Figura 17, cuando la extraccin de petrleo crudo en el ao 2006 sea menor a 1,247,935,000 barriles. Y as establece tambin un valor de extraccin anual mnimo para el 2007 y el 2008. Si no se cumple con el volumen de produccin para ventas, se tiene un gasto por pago de derechos adicionales, que una afectacin

doble al EVA despus de impuestos.

Figura 17. Clculo del derecho adicional (12).


Secc i n Tcn i ca



Conclusiones

El EVA es una medida absoluta de desempeo organizacional que permite apreciar la creacin de valor, que al ser implementada en una organizacin hace que los administradores acten como propietarios y adems permite medir la calidad de las decisiones gerenciales.

El EVA no debe considerarse como el nico indicador para evaluar el desempeo; se recomienda usar mtricas tradicionales en conjunto con mtricas de valor agregado.

La organizacin debera moverse rpidamente hacia contabilidades desagregadas, por producto, por actividades, por coordinacin, por empleado o por clientes, ya que cada rea tiene sus dinmicas propias y es una lstima que no se disponga de informacin financiera por cada una.

Algunos retos prximos a vencer son:

Extender la aplicacin de los principios de generacin de valor a todas las reas y actividades.

Cuantificar las aportaciones individuales y

medir su desempeo.

Finalmente es importante reconocer que la situacin financiera de una empresa no solo depende de las funciones de finanzas, sino tambin de muchos otros factores, entre ellos:

1. Decisiones de las reas de administracin, marketing, produccin/operacin, investigacin y desarrollo y sistemas de informacin computarizada

2. Acciones de los competidores, proveedores, distribuidores, acreedores, clientes y accionistas

3. Tendencias econmicas, sociales, demogrficas, polticas, gubernamentales y tecnolgicas

Referencias

1. Womack, James P.: Lean Thinking, Gestin 2000, ISBN:8480886897.

2. Nacional Financiera: Matemticas financieras, Internet: www.nafin.gob.mx

3. Crosby, Philip B.: Los Principios Absolutos del Liderazgo, Prentice Hall, Cp. 6

4. Garca S. Oscar Len: Administracin Financiera: Fundamentos y Aplicaciones, Prensa Moderna editores; 1999 Cp. 7

5. Roztocki Narcyz y Makelainen Esa: Economic Value Added (EVA) for Small Business, Internet: http://www.pitt.edu/~roztocki/evasmall/index.htm

6. Bolaos B. Ricardo: Economic Value Added para la Pequea y Mediana Empresa, Internet: http://www.pyme.com.mx/articulos-de-pyme/muestra-articulo-datos.php?registro=36

7. Informes publicados por PEMEX: Resultados Financieros al 31 de diciembre de 2006, Internet: http://www.pemex.com.mx/files/content/dcf_rr_0612_e.pdf

8. Informes publicados por PEMEX: Anuarios Estadsticos 2003-2006, Internet: http://www.pemex.com.mx/index.cfm?action=content&sectionID=2&catID=2624&subcatID=2633

9. Ortega, Rafael: El Sistema EVA de Administracin basada en Valor en la Industria de Exploracin y Produccin, Stern Stewart & Co.

10. Blank, Leland T.: Ingeniera Econmica; McGrawHill, ISBN:0-07-063110-7

11. Peterson, Pamela: Value-Added Measures of Performance, Florida State University, http://garnet.acns.fsu.edu/~ppeters/value/

12. Servicio de Administracin Tributaria, Ley Federal de Derechos 2006, Mxico, DF. 23 enero 2006


Secc i n Tcn i ca


Optimizacin de la relacin reserva-produccin en campos maduros de la Regin Sur

Ernesto Cisneros Vega

Informacin del artculo: recibido: 2007, aceptado: junio de 2012

Resumen

La relacin reserva-produccin (RRP) se define como el cociente de la reserva de hidrocarburos y la produccin anual vigente de los mismos a la fecha de la estimacin. Esta relacin puede ser til como indicador de la vida en aos de la reserva asociada al campo o yacimiento en cuestin, siempre y cuando se tomen las precauciones pertinentes. Tambin es sabido que con la RRP se puede intuir el grado de desarrollo de los campos; sin embargo, para poder llegar a la estimacin de la RRP es necesario realizar un proceso de revisin exhaustivo con todos los especialistas (geociencias, yacimientos, produccin, reservas, etc.) involucrados en el proceso de evaluacin y certificacin de reservas.

Del resultado de dicho proceso es posible caracterizar el comportamiento de la produccin de hidrocarburos, con el fin de obtener parmetros que sean de utilidad en la evaluacin de los proyectos, dentro de los cuales se pueden listar los siguientes: gastos iniciales y factores de declinacin de la produccin, principalmente. Por otro lado, la RRP por s sola puede llegar a ser una cifra sin mucho significado; sin embargo, asociarla a un indicador de generacin de valor puede ayudar a discernir si la RRP estimada es la adecuada, o es necesario revisar el proceso de estimacin de reservas.

El presente trabajo muestra una metodologa basada en la revisin de las ecuaciones del nmero ptimo de pozos, as como de una reinterpretacin de la RRP y su relacin con el concepto de Valor Presente Neto (VPN). Esta metodologa no pretende sustituir a los procesos de evaluacin de proyectos realizados mediante los modelos de flujo de efectivo tradicionales, sin embargo es til como una herramienta ejecutiva para el anlisis de sensibilidad en los proyectos de inversin. Se muestran casos prcticos de campos maduros de aceite y gas.

Introduccion

El valor de un proyecto es funcin de su potencial para generar ingresos netos futuros, el cual se estima mediante el uso de pronsticos de produccin adecuados, as como de los flujos de efectivo asociados hasta su agotamiento. Las reservas de petrleo son las cantidades estimadas de hidrocarburos que pueden recuperarse y comercializarse durante la vida del proyecto especfico para desarrollar los campos.

En la actualidad las empresas petroleras a nivel mundial buscan incorporar la mayor cantidad de reservas y sobre todo maximizar el valor de aquellas que ya han sido descubiertas: es el caso de PEP Regin Sur, cuya misin enuncia lo siguiente: Incorporar y explotar reservas de hidrocarburos, maximizando su valor econmico a largo plazo, garantizando la seguridad de nuestro personal y de nuestras instalaciones, en armona con la comunidad y el medio ambiente (1).

Relacin reserva-produccin

Aunque para algunos autores como Lohrenz(2) coinciden en que la RRP debe tratarse con precaucin y sta debe disgregarse para su interpretacin correcta; otros sealan que si bien, no siempre se tendr el mismo ritmo de produccin con el cual se estima la RRP, sta sigue siendo un indicador aceptable del estado que guardan las reservas de hidrocarburos, y su relacin con el grado de desarrollo esperado.

Lo importante en la interpretacin correcta de la RRP es no caer en el juego del profeta y predecir con pnico un agotamiento prcticamente inminente, o crear un pronstico que vislumbre un alza en los precios de los hidrocarburos, ya que esto pudiera contradecir el comportamiento histrico del mercado mundial en trminos reales.

Artculo arbitrado



Secc i n Tcn i ca


La Regin Sur report al 1 de enero de 2007, una RRP para su reserva probada en trminos de petrleo crudo equivalente (PCE), de 14.76 aos, para su reserva 2P de 18.9 y de 21 aos para la correspondiente en 3P. Si bien se ha tenido una disminucin en los ltimos aos debido a diversos factores, entre ellos el escrutinio cada vez ms estricto de los auditores externos en lo que respecta a la reserva probada, y a la aplicacin puntual de los lineamientos que marca la Securities and Exchange Commission(SEC) , la RRP est en el rango de naciones como Estados Unidos, Canad y algunos pases de Europa, Figura 1.

Figura 1. RRP Global, enero 2005 (3)

El mapa de la Figura 1, pretende mostrar que desde el punto de vista geopoltico y energtico, la RRP de la Regin Sur se ha mantenido en un nivel estratgico que proporciona valor a las mezclas de crudo mexicano que se comercializan en el exterior, debido a la calidad de sus hidrocarburos ligeros y superligeros. Ahora, el nuevo cuestionamiento radica en saber si esos 14.76 aos de la RRP reflejan de cierto modo la maximizacin del valor econmico de las reservas probadas, pero sobre todo, revisar si a nivel de campo es posible replantear la estrategia que permita contar con una cartera de proyectos maximizada.

Con el fin de tener una mejor interpretacin de la RRP, es conveniente tomar en cuenta las siguientes consideraciones:

La RRP se calcula con la produccin anual vigente en los campos; sin embargo, esta produccin proviene nicamente de los pozos que estuvieron produciendo durante el ao anterior. Lo correcto sera asociar esta produccin a la categora de reserva correspondiente. En este caso, los pozos que se encuentran produciendo dan sustento a la categora Probada Desarrollada Produciendo (PDP), por lo tanto la RRP sera:

Para conocer la RRP de las dems categoras, sera suficiente dividir la reserva correspondiente entre la produccin inicial de todas las actividades asociadas a esa categora. Por ejemplo, en la categora Probada Desarrollada No Produciendo, se consideran todos los pozos productores cerrados por problemas operativos, los pozos con reparaciones mayores y menores programadas, as como aquellos que carezcan de infraestructura de produccin, siempre y cuando el costo de dicha infraestructura sea mnimo. Algo similar ocurra con las categoras probables y posibles.

Esta disgregacin es una propuesta que le da una interpretacin menos subjetiva a la RRP. Cuando se presenta una RRP en cualquier foro o publicacin se pueden presentar diversas interpretaciones en funcin del grado de conocimiento en el tema de reservas de cada persona.


Optimizacin de la relacin reserva-produccin en campos maduros de la Regin Sur, p.p.20-26

Secc i n Tcn i ca


Modelos utilizados

Sin duda, el mejor modelo para analizar la rentabilidad de cualquier proyecto de inversin es el modelo clsico de flujo de efectivo, el cual puede presentarse de manera tabular y mostrar los flujos descontados al final de cada periodo, los cuales se suman al final para obtener indicadores de VPN, VPN/VPI y TIR, principalmente. La aplicacin que ha sido utilizada en los ltimos aos en la documentacin de reservas y en la evaluacin de los indicadores econmicos es PEEP de Merak, Tabla 1.

Para fines prcticos estos modelos pudieran ser un poco laboriosos y no se tendra una respuesta inmediata si se quisiera conocer la RRP que maximiza el valor de

las reservas, dados algunos parmetros econmicos y de produccin propios de los campos.

Hayhow y colaboradores (4), presentan un modelo de optimizacin que incluye las suposiciones siguientes:

1. Se tiene un comportamiento exponencial en la

declinacin de la produccin en los pozos.

2. Se tiene una misma recuperacin de hidrocarburos,

independientemente del escenario de desarrollo

que se tenga.

3. No se contemplan algunas economas de escala

por cuestiones de simplificacin del modelo.

As, la ecuacin que representa el valor presente neto es:

(1)

Donde:

n = Nmero de pozos

q0 = Gasto inicial de produccin de hidrocarburos

d = Factor de declinacin anual

i = Tasa de descuento anual (fraccin)

c = Costo de la inversin por pozo

Considerando que el inverso de RRP del campo equivale al factor de declinacin del mismo, derivando la ecuacin (1) e igualando a cero se obtiene:

(2)

Estas ecuaciones muestran que para cada yacimiento se tiene nicamente un VPN mximo, el cual depende directamente del tamao del yacimiento, de la productividad de los pozos, del costo de capital, as como del nmero de pozos. Sin embargo, la RRP a la cual la optimizacin depende nicamente de la relacin de la productividad individual de cada pozo con respecto a su costo de capital (q/c). Ms adelante se presenta algunos ejemplos de los anlisis de sensibilidad realizados en campos de la Regin Sur.



Secc i n Tcn i ca


Por su parte, Solrzano (5), presenta un modelo con el cual es posible estimar el nmero ptimo de pozos:

(3)

Si se despeja de la ecuacin (3), la RRP a nivel de campo/yacimiento y se multiplica el lado derecho tanto al numerador como al denominador por el costo de la inversin, se llega al mismo modelo optimizacin de Hayhow.

Finalmente se mencionan las consideraciones adicionales en el desarrollo de este modelo:

Se tiene un yacimiento homogneo.

Las inversiones se refieren al ao cero en su totalidad.

Todos los pozos tienen la misma produccin inicial.

La declinacin permanece constante.

Campos maduros

La mayor parte de las reservas de hidrocarburos con que cuenta la Regin Sur, provienen de campos maduros, que en su definicin correcta, son aquellos campos que han alcanzado su pico mximo de produccin o se encuentran en su etapa de declinacin. Actualmente el factor de recuperacin promedio a nivel mundial es de 35%.

Se ha observado que el tipo de declinacin que mejor se ajusta para la generacin de los pronsticos de produccin es de tipo exponencial, la cual se presenta en campos que han alcanzado flujo pseudoestacionario(6). Es de suponerse que en la mayora de los campos maduros ya se presenta este tipo de condiciones de flujo, sobre todo cuando los efectos de frontera se han sentido en los pozos productores, a menos que se tengan yacimientos con muy baja permeabilidad.

Es posible diagnosticar el rgimen de flujo pseudoestacionario utilizando un mtodo grfico que est basado en el concepto de la derivada aplicado en las pruebas de presin (7). Bsicamente se grafica de manera doble logaritmo la derivada Np (p/Np) en el eje de las ordenadas y Np en el eje de las abscisas. Se observarn pendientes unitarias que correspondan a la expansin del sistema roca fluidos o debido a algn empuje hidrulico. El flujo pseudoestacionario se observa cuando el disturbio de presin generado ha alcanzado todas las fronteras del yacimiento.

Opciones ms rentables

A medida que los campos se vuelven maduros, se hace imperante la necesidad de perforar nuevos pozos con el fin de recuperar las reservas de aceite que se encuentran atrapadas debido a la heterogeneidad del yacimiento, o en zonas que no han sido barridas. Cabe mencionar que es necesario determinar la localizacin ptima de los pozos intermedios en campos maduros, y que esta actividad implica la elaboracin de mapas que contengan la distribucin del aceite remanente.

Holm(8) compara diferentes estrategias de explotacin, las cuales contemplan de manera independiente la perforacin de pozos, la inyeccin de agua y la recuperacin mejorada en campos maduros. Una de las opciones ms rentables es la perforacin intermedia, ya que sta implica menores costos y una mayor aceleracin de la extraccin de hidrocarburos. Se concluye que la nica manera de extraer el aceite atrapado es mediante la perforacin intermedia y una forma clara de incrementar las reservas.

Por su parte, la recuperacin mejorada no requiere necesariamente la perforacin de pozos adicionales; sin embargo, el periodo de recuperacin de la inversin se hace ms largo. Cabe sealar que se ha observado en algunas evaluaciones que una combinacin de estas dos actividades presenta indicadores econmicos muy atractivos.



Secc i n Tcn i ca


Anlisis de sensibilidad

Se realizaron diversos escenarios a 12 campos maduros de la Regin Sur, con el fin de analizar el grado de optimizacin de la RRP, en su categora Probada no Desarrollada (PND). La reserva PND es aquella que se espera sea recuperada principalmente a travs de pozos nuevos en reas no perforadas, o donde se requiere un gasto de inversin relativamente grande para terminar los pozos existentes y/o construir las instalaciones para la produccin y el transporte.

De estos 12 campos maduros, 10 mostraron contar con una evaluacin econmica de reservas muy cercanas a la RRP ptima, con tan slo algunos meses de diferencia, siendo esto ltimo muy aceptable tomando en cuenta que dicha evaluacin se realiza considerando a las tres categoras de reservas 1P (PDP, PDNP y PND), consolidadas en un solo caso de flujo de efectivo. Con este ejercicio fue posible regresar a la evaluacin original y ajustar las inversiones necesarias que proporcionarn los VPNs y por consiguiente, las RRP optimizadas. En todos los casos el nivel de inversin creci, lo que signific un incremento en el grado de desarrollo y una disminucin de la RRO original.

Con los rangos de las variables utilizadas (costo de capital, tasa de descuento, gasto inicial y precio) se realizaron anlisis de sensibilidad usando algunas herramientas como las grficas spider o de araa, Figuras 2 y 3.

Figura 2. Grfica de araa. Campo Ogarrio

La Figura 2 muestra que para campos de aceite ligero, las variables que tienen mayor efecto sobre la RRP probada no desarrollada, son el gasto de produccin inicial y el costo de la inversin de la perforacin de los pozos. A pesar de que el precio de los hidrocarburos puede ser tambin una variable importante en el comportamiento de la RRP ptima, con los rangos usados en este trabajo no se mostr un efecto significativo.

Para el caso de los campos de gas, tambin se tiene el mismo nivel de sensibilidad a los gastos de produccin y a los costos de las inversiones, sin embargo, se observ que el precio del gas tena un efecto importante en la sensibilidad de la RRP ptima, Figura 3.



Secc i n Tcn i ca


Figura 3. Grfica de araa. Campo Narvez

En todos los casos la RRP ptima no fue mayor a cinco aos. Esto podra cambiar la manera de ver a la disminucin de la RRP, y pensar en la aceleracin de la extraccin de la reserva como un factor en la generacin de valor muy importante. Por supuesto que esto no depende del todo de cuestiones econmicas, sino tambin de cuestiones que tienen que ver con el comportamiento de los yacimientos, de la implementacin de nuevas tecnologas, del respeto al medio ambiente y de las polticas energticas establecidas.

Conclusiones y recomendaciones

1. En los ltimos aos, la evaluacin de reservas ha

tenido una componente econmica cada vez ms

slida.

2. La RRP debe tener una lectura cuidadosa, para

no generar juicios equivocados en la toma de

decisiones.

3. Se propone una disgregacin de la RRP en funcin de la categora correspondiente con fundamento en los lineamientos de la SPE y SEC.

4. Este tipo de modelos son de mayor utilidad en campos con heterogeneidad reducida o con mayor entendimiento de la misma.

5. Estos modelos son de utilidad para afinar las evaluaciones econmicas de las propuestas de reservas en campos maduros.

Referencias

Pemex Exploracin y Produccin. Portal Intranet.

Lohrenz, J.; Williams C.W. Disaggregated Remaining Reserves to Annual Production Ratios, Artculo SPE 52944 (1999)

http://earthtrends.wri.org/text/energy-resources/map-505.html

Hayhow, I.G.; Lemee, J.A. Reserves to Production Ratios and Present Value Relationships (2000) SPE 59783

Solrzano, L.N.; Criterios de rentabilidad econmica para la administracin de empresas petroleras; Ed. Argo, 1996, 336 pags.



Secc i n Tcn i ca


Fetkovich, M.F.: Decline Curves Analysis Using, Type Curves. JPT (1980).

Barrn, R. Nueva metodologa para realizar balance de materia; Red de expertos en ingeniera de yacimientos. Pemex. Documento interno. Octubre 2005.

Holm, L.W.;Infill Drlling vs. Tertiary Oil Recovery vs. More Import, JPT (July 1980) 1169.

Tabla 1. Evaluacin econmica de reservas mediante el modelo de flujo de efectivo.


Secc i n Tcn i ca


Anlisis de pruebas de presin y declinacin en pozos hidrulicamente fracturados en yacimientos heterogneos (Paleocanal Chicontepec) con

empuje de gas en solucin

Armando Rivero Vrtiz, Miguel Alejandro Gonzlez Chvez,

Juan Alemn Moreno

Pemex Exploracin y Produccin, Activo Integral Poza Rica - Altamira

Recibido 2007- aceptado mayo 2012

Resumen

Para caracterizar a los yacimientos heterogneos en explotacin avanzada y conocer la complejidad del sistema fractura-yacimiento utilizando informacin tradicional, tiempo contra presin gasto, en condiciones multifsicas, identificando diversos periodos de flujo durante la aportacin de fluidos del yacimiento a la fractura hidrulica y al pozo, se utiliz el simulador disponible como es Eclipse de aceite negro, con malla refinada en las proximidades del pozo. Se valid el simulador en condiciones transitorias con flujo de lquido, considerando produccin a gasto o presin de fondo constante utilizando soluciones analticas disponibles. Esto permiti establecer la malla apropiada utilizando el simulador mono bsico como base.

Generaron resultados numricos a condiciones multifsicas, utilizando diferentes conjuntos de curvas de permeabilidad relativas para la fractura, para lograr comprender las tendencias de las saturaciones del sistema fractura-yacimiento, asimismo analizar los datos generados utilizando diferentes funciones de pseudo presin, que toman en cuenta la presencia de flujo multifsico. Se analiz la evaluacin prctica de las funciones anteriores as como tambin se caracteriz el comportamiento de fluidos de fractura- yacimiento en yacimientos altamente complejos, como es el Paleocanal de Chicontepec, y as al conocimiento de explotacin y terminacin de los pozos en sus arenas con mayor potencial.

Instrucciones generales

El Paleocanal de Chicontepec est ubicado en la Cuenca Tampico-Misantla en la regin oriental del estado de Veracruz, Mxico y est limitado por dos rasgos geolgicos de importancia: la Sierra Madre Oriental al oeste y el Arrecife de la Faja de Oro al este, Figura 1.

La secuencia correspondiente al Paleocanal est conformada por turbiditas depositadas en un ambiente de aguas profundas, definido a partir de una asociacin microfaunal. Estos sedimentos fueron datados entre el Paleoceno tardo y el Eoceno temprano; principalmente estn compuestos por lutitas o limonitas y por areniscas de grano fino a muy fino. Estas areniscas han

sido contaminadas por material peltico y micrtico de origen arrecifal provenientes del Arrecife de la Faja de Oro ubicado al este. La contaminacin de estas arenas tiene relacin con su baja porosidad y permeabilidad.

La columna estratigrfica de los campos Agua Fra, Coapechaca y Tajn, est comprendida entre el Paleoceno Inferior y el Eoceno Inferior y representada por la Formacin Chicontepec, la cual consta de tres miembros: Inferior, Medio y Superior, Figura 2. Esta formacin ha sido subdividida para este trabajo, en tres complejos turbidticos: Tc1, Tc2 y Tc3, definidos por cuatro discordancias que limitan los yacimientos y que a su vez presentan un espesor entre 150 y 300 metros aproximadamente, Figura 3.

Artculo arbitrado


Anlisis de pruebas de presin y declinacin en pozos hidrulicamente fracturados en yacimientos heterogneos (Paleocanal Chicontepec) con empuje de gas en solucin, p.p.27-40

Secc i n Tcn i ca


Debido a la baja porosidad y permeabilidad de las arenas productoras (5 a 9% y 0.1 a 3 md, respectivamente), el 95% de los pozos tienen que estimularse mediante fractura hidrulica. Histricamente, se han terminado con dos y hasta tres intervalos fracturados simultneamente (aislando con tapn de arena y limpiando al final de la intervencin). Sin embargo, en los ltimos tres aos, la mayor parte de los pozos han sido terminados en un slo intervalo. Dicho procedimiento, aunado a la optimizacin de prcticas operacionales (activacin inmediata, rpido desalojo de fluido de fractura, fluidos libres de polmeros, entre otros), ha ayudado a reducir costos, minimizar dao a la formacin, aumentar el gasto inicial y la recuperacin de aceite. En algunos casos el volumen de aceite recuperado ha sido mayor que en los pozos terminados con dos y tres fracturas.

Otro factor importante es la captura de informacin, ya que a travs de registros especiales y nuevas

tecnologas, se ha logrado estimar con menos incertidumbre ciertas variables, como por ejemplo el plano preferencial de las fracturas (NE SO 32), presencia de fluidos indeseables, presiones de yacimiento, altura de la fractura, entre otros.

Las estadsticas de reparacin mayores muestran que para los aos 2003 y 2004 el incremento de produccin por pozo se ubic en 63 y 203 BPD respectivamente, con un total de 21 pozos reparados en el primer ao y 33 en el 2004. En los campos Agua Fra, Coapechaca y Tajn con un total de pozos perforados de 1255 pozos desde 1952 hasta la fecha. A diciembre de 2006, se encontraban produciendo 599 pozos, la produccin de aceite es de 21,319 BPD con una RGA de 166 m3/m3 y un porcentaje de agua de 15%. El volumen de aceite y gas acumulado es de 141 MMBIs y 239 MMMPC respectivamente. En la Figura 4 se muestra la historia de produccin desde el inicio de la vida productiva de estos campos.

A pesar de que las mejores prcticas han incrementado la produccin inicial, existen todava oportunidades para minimizar la alta declinacin que se est presentando en la etapa fluyente. Inicialmente los pozos producen naturalmente; sin embargo, la reduccin en la presin de fondo cansada por el mecanismo de empuje de gas en solucin a tal punto de que no fluyan, se requiere optimizar de la aportacin del sistema yacimiento-fractura y as mismo la instalacin de un sistema de levantamiento artificial.

Figura 1. Mapa de localizacin, Paleocanal Chicontepec.


Armando Rivero Vrtiz, Miguel Alejandro Gonzlez Chvez, Juan Alemn Moreno

Secc i n Tcn i ca


Figura 2. Columna estratigrfica.

Figura 3



Secc i n Tcn i ca


Figura 4

Desarrollo analtico (Cinco Ley y Cols, 1978)

La ecuacin 1 representa el flujo lineal a lo largo de la fractura.

(1)

Condiciones inicial y de frontera:

Condiciones de frontera:

(2)



Secc i n Tcn i ca


La solucin para la ecuacin 1 con condiciones iniciales y de frontera y la ecuacin 2 se expresada en adimensionales:

(3)

Donde:

Presin adimensional, Pfd

Longitud adimensional de la fractura, XD

Tiempo adimensional, tD



Secc i n Tcn i ca


Gasto adimensional, qfD

(4)

La ecuacin 3 la obtuvieron Cinco Ley y Cols., por medio del mtodo de las funciones de Green y el mtodo de Newman.

Modelo de flujo de yacimiento

La presin transitoria en el yacimiento puede ser estudiada y considerando la fractura como una fuerza en el plano de altura b, longitud 2xf, la densidad de flujo. La presin adimensional en cualquier punto del yacimiento puede obtener de la siguiente ecuacin.

(5)

(6)

La ecuacin 5 tambin esta derivada usando las funciones de Green.

Resolviendo la ecuacin 3 y 5 simultneamente, dando continuidad de flujo entre las dos regiones establecidas. La presin adimensional Pfa(XD , tD) y la densidad de flujo qfa(XD , tD) en el modelo de fractura es igual a la presin adimensional PD(XD , YD , tD) y la densidad de flujo qD(XD , tD) del modelo de yacimiento respectivamente que es.

(7)

y

(8)



Secc i n Tcn i ca


Para

Continuando con las ecuaciones 3, 5, 7 y 8 y usando Poissons y utilizando la sumatoria de yields.

Donde la capacidad de almacenamiento adimensional de la fractura y la difusividad hidrulica adimensional de la fractura se definen por medio de las ecuaciones siguientes:

(9)

(10)

Mtodo de solucin

La ecuacin 9, puede discretizarse en tiempo y espacio y la fractura se divide en segmentos iguales 2N y el tiempo se divide en diferentes intervalos. Se considera que el flujo en la fractura

tiene una distribucin en tiempo y espacio, la densidad de flujo del intervalo de la fractura es constante para un segmento i y el intervalo de tiempo k para el segmento de la fractura j en donde la ecuacin 9, se expresa de la manera siguiente en forma de sumatoria.



Secc i n Tcn i ca


(11)

En la referencia 2 se presenta con detalle la solucin anterior.

Desarrollo del modelo de flujo

Debido a la complejidad que muestra de acuerdo a la caracterizacin esttica y dinmica el yacimiento Paleocanal de Chicontepec y su alta heterogeneidad del sistema fractura-yacimiento. Se utiliz informacin tradicional, tiempo contra presin o gasto, en condiciones multifsicas del simulador numrico ajustado, en donde se han identificado diversos periodos de flujo durante la aportacin de fluidos del yacimiento a la fractura hidrulica y al pozo, durante las pruebas de presin pre-fractura y pos-fractura, realizadas al pozo Agua Fra 874, generando los modelos de flujo radial y bilineal y el comportamiento de flujos de ambas pruebas de presin, como se muestra en las Figuras 5, 6 y 6a. Se utilizaron algunos parmetros extrados del anlisis de estas pruebas de presin, para alimentar el simulador eclipse de aceite negro con malla refinada en las proximidades del pozo. Previamente se validan el simulador en condiciones transitorias de flujo de lquido, con produccin a gasto o presin de

fondo constante. Esto permiti establecer la malla apropiada de acuerdo a la Figura 7, generando una serie de valores que se graficaron en conjunto con las corridas con informacin real del pozo Agua Fra 874 donde se utilizaron como curvas de permeabilidades relativas al aceite, gas y agua validadas y normalizadas como muestra la Figura 9, utilizando la siguiente informacin para el simulador:

Permeabilidad=7.68 md, gasto de aceite=1110 bpd al inicio de la fractura, longitud de la fractura=200 ft, as como pseudos presiones introducidos al simulador con un modelo numrico y comparando en las Figuras de la 10 a la 13 nos muestran un buen ajuste del modelo numrico y del pozo agua fra 784, cabe mencionar al inicio de la aportacin del sistema yacimiento-fractura se observa una mayor aportacin de flujo de gas, causada por la cada de presin que se presenta en la trasferencia de flujo de fluidos yacimiento-fractura; despus del periodo de flujo transitorio se estabilizan los flujos del sistema yacimiento fractura.



Secc i n Tcn i ca


Figura 5

Figura 6



Secc i n Tcn i ca


Figura 6 a. Grfica de prueba de presin pre-fractura y pos-fractura, pozo Agua Fra 874.

Figura 7. Modelo del pozo utilizado con refinamiento para fractura hidrulica simtrica.



Secc i n Tcn i ca


Figura 8. Solucin del modelo de flujo del yacimiento descritizado.

Figura 9. Curvas de permeabilidad relativa Kro, krw y Krg utilizadas en el simulador.



Secc i n Tcn i ca


Figura 10. Grfica de aceite del ajuste de modelo numrico y pozo AF- 874.

Figura 11. Grfica de la relacin gas-aceite del ajuste del modelo numrico y pozo AF-874.

Figura 12. Grfica de gas del ajuste del modelo numrico y pozo AF-874.

Figura 13. Grfica de la presin de fondo fluyendo y su ajuste del modelo numrico y pozo AF-874.



Secc i n Tcn i ca


Nomenclatura

a= Capacidad relativa parmetro definido por Prats18, adimensionalB= Factor de volumen de formacin, bbl/STBc= Compresibilidad, psi-1C

l= Capacidad de almacenamiento de la fractura, ft3 / psi

h= Espesor de Formacin, ftk= Permeabilidad, mdp= Presin, psipi= Presin inicial, psiqf= Densidad de flujo de la fractura, STB/D-ftqw= Gasto del pozo, STB/D-ftt= Tiempo, horaswf= Amplitud de la fractura, ftx,y= Coordenadas, fth= Difusividad Hidrulica, md-psi/cpm= Viscosidad, cpf= Porosidad, fraccinfcd= Conductividad hidrulica, adimensionalXf= Longitud de la fractura, ftSf= Dao de la fractura, adim.wopr= Produccin de aceite del pozo, bblwgpr= Produccin de gas del pozo, sfc wgor= Relacin gas aceite del pozo, sfc/bblwbhp= Presin de fondo fluyendo, psikro= Permeabilidad relativa al aceitekrw= Permeabilidad relativa al agua krg= Permeabilidad relativa al gassw= Saturacin de agua, %

Subndices

D= Adimensional= Fracturai= Inicial, celda ij= Celda jo= Aceiteg= Gast= Totalwf= Fondo fluyendow= Pozo

Funciones especiales:



Secc i n Tcn i ca


Conclusiones

1. Se valid el modelo numrico de simulacin para condiciones transitorias de flujo de lquido, con produccin a gasto o presin de fondo constante.

2. Se determin establecer la rejilla logartmica apropiada utilizando el simulador monofsico para aceite negro.

3. Se generaron resultados numricos a condiciones multifsicas, utilizando diferentes conjuntos de curvas de permeabilidad relativas para la fractura del pozo Agua Fra 874. Esto nos permiti conocer

el comportamiento de flujo de fluidos del sistema yacimiento-fractura.

4. Se analizaron y validaron los datos generados utilizando diferentes funciones de pseudos presin que toman en cuenta la presencia de flujo multifsico.

5. Se observa una mayor aportacin de flujo de gas, esto es debido al gas en solucin y a las cadas de presin que existen en la transferencia de flujo de fluidos, despus de periodo de flujo transitorio se estabiliza los flujos del sistema yacimiento fractura.

Referencias

Lankin S.D. Brown, E.K., Bazan, L.W., Manuel, G.W., and Becnel, J.L., Stimulation Design and Post Fracture Production Analysis: A Tight Gas Sand Case History, SPE (Feb. 2002) 743-61

Heber Cinco L. F. Samaniego-V., N. Dominguez A. Transient Pressure Behavior for a well with a Finite-Conductivity Vertical Fracture, SPEJ (Aug. 1978) 253-64.

Fernando Rodrguez de la garza Manual de Simulacin numrica Simpuma-frac (Jua. 1975).

Informacin proporcionada por el Proyecto integral de aceite del Golfo Terciario. (dec. 2006).


J o r nadas Tcn i ca s


42 | Ingeniera Petrolera VOL. LII No. 6 JUNIO 2012 ISSN 0185-3899

Poltica Editorial

Ingeniera Petrolera es una publicacin mensual de investigacin cientfica editada por la Asociacin de Ingenieros Petroleros de Mxico, AC (AIPM), que tiene como objetivo difundir investigacin original relacionada con el rea de la ingeniera petrolera en todas las categoras siguientes:

1. Geologa2. Geofsica3. Yacimientos4. Sistemas de Produccin y Comercializacin de

Hidrocarburos5. Intervencin a Pozos6. Seguridad Industrial, Higiene y Proteccin

Ambiental7. Administracin y Negocios8. Recursos Humanos y Tecnologa de Informacin9. Desarrollo y Optimizacin de la Explotacin de

Campos

La revista Ingeniera Petrolera es un espacio abierto para investigadores y profesionales interesados en dar a conocer sus trabajos e incluye artculos en espaol e ingls.

La revista Ingeniera Petrolera tiene como objetivo contribuir al progreso y la divulgacin de la Ingeniera Petrolera en Mxico, promover el estudio y la investigacin cientfica entre sus miembros y fomentar la fraternidad entre los mismos, tiene como misin ser una tribuna tcnica para los ingenieros que laboran directa o indirectamente en la industria petrolera y su visn es dar a conocer trabajos inditos relacionados con el rea petrolera en Mxico y en el Mundo en idiomas espaol e ingls.

Informacin para los autores

Manuscritos

Los especialistas que colaboren con artculos de investigacin debern integrarlos bajo las siguientes normas editoriales de la publicacin:

1. Los manuscritos elaborados en espaol o en ingls debern ser enviados a la Comisin Nacional Editorial y Comisin Nacional de Estudios, [email protected]; [email protected] con una extensin mxima de 20 cuartillas, incluyendo tablas, grficas, figuras, fotografas, etctera, las cuales debern ser colocadas en el lugar correspondiente y enviadas en formato TIFF o JPG con calidad mnima de 300 dpi.

2. Debe ser escrito a una columna con mrgenes de 3 cm de lado izquierdo y 2 cm en los lados

restantes. El espaciado interlineal debe ser de 1.5, con fuente Arial de 12 puntos para el texto y de 14 puntos para los ttulos, utilizando los acentos ortogrficos correspondientes en letras maysculas. El procesador de palabras deber ser Microsoft Word.

3. El encabezado del artculo deber integrar la siguiente informacin:

Ttulo del trabajo en ingls y espaol: deber ser corto y conciso sin que exceda de 15 palabras.

Datos de los autores y coautores: nombre completo, institucin a la que pertenecen, direccin postal, telfono(s), direcciones y correo electrnico.

Resumen: Elaborar uno en espaol y otro en ingls, los cuales no excedan de 250 palabras cada uno.

Palabras clave en espaol e ingls: Incluir 6 descriptores en ingls y en espaol para facilitar la recuperacin de la informacin en las bases de datos especializadas.

4. La estructura de los artculos deber contener:

Introduccin Desarrollo del tema Conclusiones Nomenclaturas Agradecimientos Apndices (en su caso) Referencias Trayectoria profesional de cada autor

5. Las expresiones matemticas debern ser escritas claramente, cuidando que sean legibles los smbolos y utilizando el Sistema Internacional de Unidades.

6. Las referencias enunciadas en el desarrollo de los trabajos debern anotarse indicando el apellido del autor y el ao de su publicacin, por ejemplo: Recientemente, Gracia (1996)... o

Ingeniera Petrolera | 43VOL. LII No. 6 JUNIO 2012 ISSN 0185-3899

bien En un trabajo reciente (Gracia, 1996)... Para tres autores o ms: Gracia et al. (1996) o (Gracia et al., 1996). Estas referencias se citarn al final del texto y en orden alfabtico al final del trabajo, de acuerdo al manual establecido por la SPE Publication Style Guide:

Libros

Bourdet, D. 2002. Well Test Analysis: the Use of Advanced Interpretation Models. Amsterdam: Elsevier.

Artculos

Hernndez Garca, M.A. 2011. Desarrollo del Campo Cauchy: Caso de xito en la Regin Norte. Ingeniera Petrolera LII (2): 19-35.

Soliman, M.Y., Miranda, C. and Wang, H.M. 2010. Application of After-Closure Analysis to a Dual-Porosity Formation, to CBM, and to a Fractured Horizontal Well. SPE Prod & Oper 25 (4): 472-483. SPE-124135-PA. http://dx.doi.org/10.2118/10.2118/124135-PA

Conferencia, reunin, etc.

Al-Khalifa, A.J. y Odeh, A.S. 1989. Well Test Analysis in Oil Reservoirs with Gas Caps and/or Water Aquifers. Artculo SPE 19842, presentado en: SPE Annual Technical Conference and Exhibition, San Antonio, Texas, octubre 8-11. http://dx.doi.org/10.2118/19842-MS.

Tesis

Prez Martnez, E. 2011. Estudio de Conificacin de Agua en Yacimientos Naturalmente Fracturados. Tesis de Maestra, UNAM, Programa de Maestra y Doctorado en Ingeniera, Mxico, D.F.

Miguel Hernndez, N. 2002. Scaling Parameters for Characterizing Gravity Drainage in Naturally Fractured Reservoir. PhD dissertation, University of Texas at Austin, Austin, Texas.

PDF (en lnea)

Secretara de Energa. Direccin de Planeacin Energtica. 2011. Balance Nacional de Energa 2010. http://www.sener.gob.mx/res/PE_y_DT/pub/2011/Balance%20Nacional%20de%20Energa%202010_2.pdf (descargado el 1 de febrero de 2010)

Normas

NRF-005-PEMEX-2000. Proteccin Interior de Ductos con Inhibidores. 2000. Mxico, D.F.: PEMEX, Comit de Normalizacin de Petrleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.

Software

Eclipse Reservoir Engineering Software. 2005. Schlumberger, http://www.slb.com/content/services/software/resent/.

7. Los autores debern anotar una semblanza de su trayectoria profesional que no rebase las 100 palabras en el idioma en que se escribi el artculo, stas se ubicarn despus de las referencias.

Autores

El autor deber ceder los derechos a la revista Ingeniera Petrolera de la AIPM.

El artculo deber ser original y compromete a sus autores a no someterlo simultneamente a la consideracin de otra publicacin.

La responsabilidad del contenido de los artculos sometidos a la publicacin corresponde a los autores.

Evaluacin

Todos los artculos presentados sern valorados previamente por dos o ms expertos del Comit Tcnico de Expertos de la Asociacin de Ingenieros Petroleros de Mxico AC, y posteriormente por la Comisin Editorial, quienes estudiarn su contenido y darn una opinin acerca su publicacin. En este proceso participan especialistas reconocidos y de alto nivel en la materia, con habilidad y experiencia para evaluar de manera confiable y expedita, tanto la calidad y la originalidad, como el mrito del contenido de los artculos.

Sobretiros

Se enviarn gratuitamente 5 ejemplares de la publicacin a los autores participantes de cada artculo publicado.

La revista Ingeniera Petrolera es impresa por la Asociacin de Ingenieros Petroleros de Mxico A.C.

Esta edicin se termin de imprimir en junio de 2012 en Mxico D.F. y consta de 1,100 ejemplares

ms sobrantes para reposicin.

Derechos reservados

Asociacin de Ingenieros Petroleros de Mxico A.C. 2012

1jun2junio34

Documents

Ingenieria Petrolera AIPM 2012