Área Carrizo, Campos Maduros Región Sur 1 Resumen ejecutivo REGIÓN SUR Área Carrizo
Área Carrizo, Campos MadurosRegión Sur
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Resumen ejecutivo
REGIÓN SUR
Área
Carrizo
Área Carrizo, Campos MadurosRegión Sur
2
INDICE
PAG
1. Características del área 1.1. Descripción general 1.2. Características generales de los yacimientos 1.3. Características geológicas 1.4. Características de perforación 1.5. Condiciones socio‐ambientales
3 3 5 5 15 16
2. Desarrollo del área 2.1. Sistema 2D y 3D 2.2. Pozos perforados, cerrados, taponados y en producción 2.3. Resultados de la perforación 2.4. Mantenimiento de pozos 2.5. Producción histórica 2.6. Infraestructura 2.7. Mantenimiento de instalaciones
16
16 21 21 22 23 25 28
3. Potencial del área 3.1. Reservas de hidrocarburos y producción acumulada
29
29
Área Carrizo, Campos MadurosRegión Sur
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1. Características del área
1.1. Descripción general
El Área Carrizo pertenece al complejo Antonio J. Bermúdez, del Activo Integral Samaria‐Luna, de la
Región Sur. Geográficamente se ubica en el municipio del Centro, Estado de Tabasco, a 8 km al
oeste de la ciudad de Villahermosa. (Figura 1).
Figura 1 Ubicación geográfica del campo Carrizo
GOLFO DE MEXICO
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El Área Carrizo se ubica entre las coordenadas geográficas 93° 1´0” W y 92° 59´0” W. Su extensión
está determinada por las siguientes coordenadas geográficas (Figura 2).
Figura 2 Vértices del polígono superficial
Tabla 1 Coordenadas geográficas de los vértices del polígono superficial
Polígono Superficial
Vértice X Y
1 ‐93,983 17.983
2 ‐93,016 17.983
3 ‐93,016 18.016
4 ‐92,983 18.016
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1.2. Características generales de los yacimientos
Esta área se ubica geológicamente en la provincia denominada Cuencas Terciarias del Sureste.
Pertenece a la cuenca de Comalcalco que es de tipo marginal pasiva. Su historia tectónica está
relacionada a dos grandes eventos: la orogenia Laramide, ocurrida a finales del Mesozoico, que
originó el característico plegamiento NW‐SE, de rocas carbonatadas y la orogenia Chiapaneca,
durante el Mioceno, ocasionando las intrusiones salinas, depósitos turbiditicos, depósitos deltáicos,
arenas de barrera y la dolomitización de las secuencias carbonatadas (mesozoicas).
El área tiene una superficie delimitada de 13.10 km2 y está formado por siete paquetes de arenas de
aceite negro con una profundidad promedio que varía entre 500 a 2,000 m y se caracteriza por tener
aceite pesado de 18 a 22°API y aceite extra pesado de 7 a 12°API.
CampoÁrea del
campo
Tipo de
YacimientoTipo de Roca
Porosidad
promedio
(%)
Permeabilidad
(mD)
Espesor
bruto (m)
Espesor
neto (m)
Profundidad
promedio
(mbMR)
Carrizo 13.01Estructural‐
EstratigráficoAreniscas 28 200‐400 155 1 ‐ 30 1,450
Propiedades petrofísicas
Tipo de
Yacimiento
Densidad (
°API)
RGA
promedio
(m3/m3)
P. Inicial
(kg/cm2)
P. actual
(kg/cm2)
µ @ cs
(cp)
Temp
(°C)
Boi
(m3/m3)
Rsi
(m3/m3)
Sal. del H2O de
Form (ppm)
P. Sat.
(Kg/cm2 )
Carrizo7‐ 12 y 18 ‐
2242 150.5 75 8.98 80‐86 1.1262 32.8 50,000‐75,000 139.2
Propiedades de los fluidos
Tabla 2 Propiedades de las arenas
1.3. Características geológicas
El área presenta depósitos de arenas de ambiente tipo fluvial, formado por canales entrelazados y
apilados, con barras potencialmente almacenadoras de hidrocarburos. El mayor desarrollo de arenas
se encuentra con una dirección noroeste – sureste (NW‐SE).
Mediante un análisis e interpretación de secuencias estratigráficas y ambientes sedimentarios del
pozo Carrizo 2, específicamente del intervalo 35 m a 2,200 m, se concluyó que la edad de las muestras
corresponde al Mioceno Superior y en la base a Pleistoceno. Las batimetrías postuladas para estas
muestras son de plataforma continental (fluvial y lagunar) a marino profundo (batial).
Se identificaron seis posibles ciclos de tercer orden: i) el ambiente sedimentario de los yacimientos
arenosos consisten de barras puntuales (río meándrico), ii) sedimentos de canal (ríos meándricos), iii)
arenas de desbordamiento (splays) en las planicies de inundación, ix) sedimentos finos de ambientes
lagunares, barras de barrera, x) sedimentos marinos de barras proximales, xi) complejo de abanicos de
talud, incluyendo probable flujo de escombros (Figura 3).
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Figura 3 Interpretaciones de secuencias estratigráficas, ciclos y ambientes sedimentarios, pozo Carrizo 2.
Las formaciones productoras fueron descubiertas con el pozo Carrizo en 1962. , perforado a una
profundidad total de 1,780 m. Se probaron varias arenas de la sección cortada, algunas de ellas con
aceite extra pesado. El pozo fue terminado en el intervalo 1,464 ‐ 1,477 m, y se obtuvo una
producción inicial de 213 bpd de aceite, de 27 °API.
Entre 1965 y 1977, se perforaron 43 pozos con objetivo en los paquetes arenosos más profundos, por
debajo de 1,000 m., los cuales fueron fluyentes en intervalos de la secuencia sedimentaria del
Plioceno (arenas 8 a 18), aunque en algunos pozos, en la secuencia superior (arenas 1 a 6) del Plioceno
(Neógeno), se observó la presencia de aceite extra pesado, que no se explotó.
La producción de hidrocarburos se encuentra en arenas de edad Terciario y Plio‐Pleistoceno. Las
reservas existentes son de aceite pesado y extra pesado. Actualmente, la producción obtenida es de
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aceite pesado; pero hay varias arenas con impregnación de aceite extra pesado, aún no probadas,
con potencial comercial.
En la columna geológica terciaria del área Carrizo se determinaron siete horizontes de lutita y siete
paquetes arenosos. Las arenas 1, 4 y 6 almacenan aceite pesado y las arenas 8, 12, 16 y 18, aceite
fluyente. De las arenas 1 a la 16, la edad es Plio‐Pleistoceno. La arena 18 es Plioceno medio (Figura 4).
Figura 4 Columna geológica estudiada del campo Carrizo
La arena 18 es la que presenta mayor acumulación de aceite fluyente en este campo. El espesor bruto
de este paquete arenoso es de 80 hasta 550 m. Esta arena, en el pozo Carrizo 201, está reducida a
CARRIZO 23
ARENA-1
ARENA-6
ARENA-4
ARENA-8
ARENA-12
ARENA-16
ARENA-18
LUT-1
LUT-4
LUT-6
LUT-8
LS-PLI-3.4
LS-PLS-2.56
LUT-12
LUT-16
LUT-18
PLIO-PLEISTOCENO (PARAJE SOLO)
PLIOCENO MEDIO
ACEITE PESADO
ACEITE FLUYENTE
1000
2000
1500
500
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80m por efecto de una falla normal (Figura 5). La electrofacies que presenta esta arena es la típica de
un sistema deposicional progradante deltaica.
Figura 5 Sección sísmica mostrando la falla normal en el pozo Carrizo 201,
causando la ausencia parcial de la arena 18.
La forma de la electrofacies de la arena 16 es similar en ocasiones a la 18, similar a un depósito
deltaico. Se cree que este ambiente persistió incluso durante la sedimentación de la arena 16 (Figura
6). La impregnación de aceite fluyente en estas arenas es importante. El espesor bruto de esta arena
va de 174 a 250 m.
GSAY-134 CARRIZO-201 SAMARIA-4
oeste este
Área Carrizo, Campos MadurosRegión Sur
9
Figura 6 Electrofacies de la arena 16 del pozo Carrizo 16, probable edad Plio‐Pleostoce (Paraje Solo).
La arena 12 presenta mejor impregnación de aceite fluyente en la porción central del campo, aunque
en general las resistividades son pobres. El paquete de la arena 12 es más arcilloso; hay mayor
porcentaje de lutita que arena. El espesor bruto fluctúa de 180 a 300 m (Figura 7).
Figura 7 Electrofacies del paquete arena 12, pozo Carrizo 16.
La impregnación de aceite fluyente en el paquete de la arena 8 es pobre y presenta resistividades
bajas. Con base en las correlaciones estratigráficas, se determinó que la posición más alta, tomando
como referencia la lutita 8, está ubicada en la porción central de la estructura, como se observa en los
pozos Carrizo 1D, 11, 16, 17D, 18, 21, 36 y 40. El espesor bruto varía de un pozo a otro, desde 150
hasta 300 m. (Figura 8).
CARRIZO 16
Lutita-12
Lutita-16
Arena-12
SP
CARRIZO-16
Lutita-16
Lutita-18
Arena-16
Arena-18
L.S. 2.56 Ma VVVVVVVVVVVVVVVVVVVVVVVV
Plioceno medio
SP
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Figura 8 Electrofacies del paquete arena 8 del pozo Carrizo 15. Las dos curvas a la derecha del registro es el
potencial espontáneo normal e invertido.
En el área Carrizo, el aceite extra pesado está almacenado en las arenas 1, 4 y 6. Con base en los
registros geofísicos, y apoyándose en las curvas de resistividad, se observó que los pozos con mayor
contenido de aceite pesado en las tres arenas están en la porción noroeste del campo (Figura 9).
Figura 9 Área Carrizo, mostrando los pozos que presentan
contenido de aceite extra pesado en las arenas 1, 4 y 6.
44
43
45
35
42
31
22
36
20
19
4
21
1114
6
39
415
10
25
23
26
27
8
13
12
1
28
16 9
18
40
37
383
34
30
125 000 126 000 127 000 128 000 129 000
-19 00
-20 00
-21 00
-22 00
-23 00
2
46
29
15
24
7
N CAMPO CARRIZO
201
32
17-D
= POZOS CON RESISTIVIDADES ALTAS DE ACEITE PESADO
CARRIZO 15
Lutita-8
Lutita-12
Arena-8
SP
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El espesor bruto de la arena 6 va desde 164 hasta 300 m. La arena 4 varía de 124 a 327 m, y la arena 1
se calcula de 101 hasta 630 m de espesor bruto.
Se elaboraron 13 secciones estratigráficas, 5 con rumbo noroeste‐sureste y 8 con dirección noreste‐
suroeste, con un total de 40 pozos involucrados en las secciones (Figura 10). El pozo Carrizo 101 no se
consideró en las secciones debido a que se encuentra retirado del mallado de secciones.
Figura 10. Mapa índice de secciones del área Carrizo
La Figura 11 presenta una correlación estratigráfica del área. Se puede observar, con base en la
resistividad, que el aceite pesado no presenta gran acumulación de hidrocarburos, a excepción del
Carrizo 16, que tiene moderado desarrollo de resistividades en las arenas 16 y 18. Los pozos Carrizo 9
y 18 tienen buenas resistividades en la base de la arena 12.
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Los primeros 5 pozos, de izquierda a derecha de la sección, presentan notables resistividades en las
arenas 1 y 4, que son precisamente las almacenantes de aceites extra pesados. El pozo Carrizo 23
presenta las resistividades más importantes en las arenas 1 y 4. Después están los pozos Carrizo 24,
12, 15 y 16; en este último pozo, las resistividades van disminuyendo. Los restantes pozos (Carrizo 9,
18, 30 y 41) no tienen resistividades importantes en las arenas 1, 4, 6 y 8 (Figura 11).
Es probable que exista alguna falla normal al noroeste del pozo Carrizo 16, debido a que se observan
más bajos los pozos Carrizo 23, 24, 12 y 15. Los paquetes arenosos de estos pozos se van
profundizando hacia el noroeste con respecto a los pozos 16, 9, 18, 30 y 41.
Tomando como referencia la lutita 18 y el límite de secuencia 2.56 Ma., es notable la diferencia de
desnivel entre los pozos Carrizo 16 y 24.
Figura 11 Correlación estratigráfica del área Carrizo, mostrando los siete paquetes de arena, hacia el
NW los paquetes arenosos se van profundizando.
A continuación se muestra otra correlación estratigráfica de la porción sureste del área Carrizo.
Aparentemente, los paquetes arenosos guardan cierto paralelismo. Se hizo aplanado en la lutita 1
(Figura 12). En esta sección se muestra la pobre impregnación de aceite extra pesado de la arena 6 y
CARR IZO-23 CARRIZO-24 CARRIZO -12 CARRIZO -15 CARRIZO -16 CARRIZ O-9 C ARRIZO-18 CARRIZO -30 CARRIZO -41
L UTITA-1
L UTITA-4
L UTITA-6
L UTITA-8
LUTITA-12
LUTITA-16
LUTITA-18
L.S. 2.56Ma
L.S. 2.56Ma L.S. 3.4Ma
L .S. 2.56Ma
ARENA-1
ARENA-4
ARENA-6
ARENA-8
ARENA-12
ARENA-16
ARENA-18
O O
OO
O OO
O
O
23 24
1215
16 918
30
41
N
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regular contenido de aceite pesado de la arena 16 de los pozos 36 y 32. El Carrizo 42 presenta
notables resistividades en la arena 18.
Se aprecia el buen desarrollo arenoso deltaico que existió en el Plioceno Medio para dar origen a la
arena 18, con alrededor de 500 m de espesor, como se exhibe en los pozos Carrizo 42 y 35.
Aparentemente, en la sección de la Figura 12 no se percibe desplazamiento estructural alguno. Se
muestran los horizontes continuos.
Figura 12 Correlación estratigráfica al sureste del área Carrizo.
La Figura 13 es una correlación estratigráfica que muestra la buena impregnación de hidrocarburos
pesados en las arenas 1 y 4, escasa impregnación de aceite extra pesado en la arena 6, en los pozos
Carrizo 25, 7, 12 y 2. En el resto de las arenas de estos cuatro pozos, la impregnación es pobre. En el
Carrizo 201 prácticamente está ausente la impregnación de aceite extra pesado y ligero en las siete
arenas.
CARRIZO-42 CARRIZO-36 CARRIZO-32 CARRIZO-35 CARRIZO-41
O O
O O
O
42 36
32 35
41
N
LUTITA-1
LUTITA-4
LUTITA-6
LUTITA-8
LUTITA-12
LUTITA-16
LUTITA-18
L.S. 2.56MaL.S. 2.56Ma
L.S. 3.4Ma
ARENA-1
ARENA-4
ARENA-6
ARENA-8
ARENA-12
ARENA-16
ARENA-18
ARENA-18
Área Carrizo, Campos MadurosRegión Sur
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Figura 13 Correlación estratigráfica al noroeste del área Carrizo.
En el Carrizo 201 se observa la reducción de espesor del Plioceno Medio, arena 18, debido a la acción
de una falla normal. Esta se logró verificar con la interpretación sísmica de la línea GSAY‐134 (Figura
14).
CARRIZO-25 CARRIZO-7 CARRIZO-12 CARRIZO-2 CARRIZO-201
O
O
O O
25
12 N
O 7
2
201
Área Carrizo, Campos MadurosRegión Sur
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Figura 14 Línea sísmica GSAY‐134 donde muestra la falla normal que provoca la ausencia parcial del Plioceno
medio, arena 18 del Carrizo 201.
1.4. Características de perforación
Se han perforado 43 pozos en el área Carrizo. La perforación se hace normalmente en tres etapas
utilizando TR de 20”, 13 3/8, 9 5/8”, 7” y 6 5/8”. Los pozos se terminan con tubería de producción de
2 3/8” y 2 7/8” (Tabla 3).
Diámetro
(pg)Prof. (m) Lodo (gr/cm
3)
Conductor 16 24 1.05‐1.10
Intermedia 10 3/4 499 1.05‐1.10
Explotación 7 1700 1.20‐1.33
Tipopozos < 2000 mts
Diámetro
(pg)Prof. (m) Lodo (gr/cm
3)
Conductor 16 24 1.05‐1.10Intermedia 10 3/4 499 1.05‐1.10Explotación 7 1700 1.20‐1.33
Tipopozos > 2000 mts
Tabla 3 Asentamiento tipo de TR´s, área Carrizo.
SAMARIA-4 CARRIZO-201
L.S. 3.4Ma
L.S. 2.5Ma
LUT-1
LUT-6
LUT-8
Línea Sísmica GSAY-134
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Las barrenas utilizadas fueron las ticónicas. Las conexiones superficiales de control, preventores
usados durante la perforación, así como el árbol, tienen capacidad de 5,000 lb/pg2. La temperatura y
presión promedio del yacimiento fluctuó entre 89 ‐ 92°C y 120 kg/cm2 de presión respectivamente.
1.5. Condiciones socio‐ambientales
La situación actual del área donde se localiza el campo Carrizo es un ambiente alterado debido a la
sustitución de la vegetación original por actividades productivas del hombre, llevadas a cabo durante
los últimos años. Predomina vegetación secundaria de pastizales y cultivos agrícolas para
autoconsumo. La actividad productiva predominante en la zona es de tipo industrial‐pecuario, razón
por la cual el suelo presenta, en forma generalizada, cierto grado de degradación físico‐biótica, con
pocas comunidades representativas de la flora y fauna nativas, debido principalmente al
desplazamiento y destrucción del hábitat natural por diversas actividades del hombre.
El estricto cumplimiento de las recomendaciones, tales como: medidas de mitigación, apego a la
legislación vigente, medidas de seguridad, protección y conservación del medio ambiente, programas
de mantenimiento, política de cero descargas y aplicación de programas de desarrollo sustentable
hacia las comunidades, mediante una gestión anticipada y negociación justa y satisfactoria,
garantizará la ejecución de las actividades operativas programadas, reduciendo así los riesgos de
conflictos socio‐políticos, haciendo factible el desarrollo del proyecto.
Por otra parte el impacto socioeconómico será positivo, ya que la economía local se beneficiará,
debido a la contratación de servicios y de personal no calificado, por la reactivación del campo Carrizo.
Entre los riesgos asociados al proyecto, podemos mencionar los sociales y/o políticos (afectaciones y
bloqueos de pozos) y el avance de los contactos agua‐aceite (impactan en las localizaciones a
perforar, al modificar las profundidades totales programadas, teniendo que reubicar o incluso
cancelar algunas futuras localizaciones).
2. Desarrollo del área
2.1. Sísmica 2D y 3D: líneas sísmicas e interpretación
Para el análisis de la geología estructural, se tiene la información sísmica 2D drbmdz2d disponible en
el área (Figura 2.1) también se utilizó sísmica 3D drajbmdz y las cimas provenientes de las
correlaciones estratigráficas de registros de pozos.
Área Carrizo, Campos MadurosRegión Sur
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Figura 2.1. Ubicación de los cubos sísmicos 3D Antonio J. Bermúdez.
La sísmica existente 2D corresponde a líneas regionales que cortan parcialmente el campo en
diferentes direcciones (Figura 2.1) y la sísmica 3D cubre un 60 % del campo Carrizo (Figura 2.2).
En el 2004, fue adquirida la sísmica 3D con objetivos mesozoicos, cubriendo un área de 611 Km2. En
el 2006, se realizó la unión de tres cubos sísmicos, primer Fast‐Track A.J. BERMUDEZ, Canela 3D y
Bermudez 3D (Sur) con enfoque Terciario. La información sísmica tridimensional sólo cubre una
tercera parte de lo que actualmente ocupa el Campo Carrizo (Terciario).
Durante la fase de análisis de la sísmica 2D se ajustaron los diferentes parámetros para poder realizar
un amarre consistente. Se inició el proceso de interpretación y se ajustaron las líneas por diferencias
en tiempo.
Con esta información 2D se reconocieron cuatro reflectores, que fueron seguidos en toda el área. Sin
embargo, cabe destacar que los reflectores no siempre presentaron uniformidad en su carácter,
debido en parte a las continuas variaciones estratigráficas, a la pobre calidad de señal sísmica de las
líneas y a variaciones en el proceso de adquisición de campo y proceso.
Área Carrizo, Campos MadurosRegión Sur
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El enfoque de la interpretación fue identificar posibles límites de secuencias sísmicas que pudiesen
tener un significado estratigráfico cuando la información se traslada a los pozos.
Se utilizó la tabla TZ, proveniente del análisis de velocidades (check‐shot) del pozo Samaria 101
(gemelo del Samaria 20), con la línea CRCA‐151 para establecer una correlación entre sísmica y pozo,
como base para realizar la interpretación de las líneas sísmicas en el campo Carrizo, Tabla 2.1
Los resultados de la interpretación fue que estructuralmente el campo está conformado por una
estructura dómica asimétrica alongada en dirección noroeste sureste. También se alcanzaron a
distinguir fallamientos mayores a nivel de líneas sísmicas, que permitieron ver la posición estructural
relativa de una arena con respecto a otra.
A continuación se muestran, a manera de ejemplo, algunos resultados del análisis de la información
sísmica, Figuras 2.3.
Tabla 2.1. Tabla tiempo‐profundidad a partir del reporte original del check‐shot del pozo Samaria 101. En el diagrama a la izquierda aparece la función original (azul) y la ajustada y re‐muestreada (en verde). La función ajustada corrigió ligeramente la velocidad del primer punto de disparo y permitió un mejor amarre con sísmica.
Área Carrizo, Campos MadurosRegión Sur
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Figura 2.2. Ubicación de las líneas sísmicas regionales disponibles en este trabajo y ubicación de los campos Carrizo, Íride, Crisol y Platanal.
Campo
Carrizo
Campos:
Iride_Crisol
Campo
Platanal
Área Carrizo, Campos MadurosRegión Sur
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Figura 2.3 Interpretación de los tres reflectores principales en el campo Carrizo Terciario, línea G SAY‐134
SAMARIA-4 CARRIZO-201
L.S. 3.4Ma
L.S. 2.5Ma
LUT-1
LUT-6
LUT-8
Línea Sísmica GSAY-134
Área Carrizo, Campos MadurosRegión Sur
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2.2. Pozos perforados, cerrados, taponados y en producción
Se tienen 43 pozos perforados, de los cuales 30 están cerrados y 13 taponados (tabla 2.2.1).
Campo Operando Cerrados Taponados Total
Carrizo 0 30 13 43
Resumen del Estado de Pozos
Campo Carrizo
Tabla 2.2.1 Estado de pozos, diciembre/09, del Bloque Carrizo
2.3. Resultados de la perforación
A continuación se muestran los resultados de la actividad realizada en el Área Carrizo en
diferentes años. El espaciamiento entre los pozos del bloque es de 400 m.
Año Pozo Tiempo de intervención
Gasto inicial de Aceite (BPD)
Gasto inicial de Gas(MMPCD)
P R P R P R
1962
Carrizo 1 25 30 100 212 0.1 0.155949
Carrizo 1D 30 58 100 377.39 0.1 0.250593
Carrizo 2 25 34 100 98 0.1 0.12
Carrizo 6 50 65 100 83 0.1 0.09
Carrizo 7 27 34 100 22.01 0.1 0.039623
Carrizo 8 32 40 100 87 0.1 0.11
Carrizo 9 22 26 100 266.37 0.1 0.23
Carrizo 11 30 37 100 352.23 0.1 0.21
1963
Carrizo 4 35 44 100 150.96 0.1 0.15
Carrizo12 13 14 100 241.53 0.1 0.031076
Carrizo 14 30 38 100 75.48 0.1 0.109334
Tabla 2.3.1 Perforaciones realizadas en el bloque
Área Carrizo, Campos MadurosRegión Sur
22
2.4. Mantenimiento de pozos
Año Pozo Tiempo de intervención
Gasto inicial de Aceite (BPD)
Gasto inicial de Gas(MMPCD)
P R P R P R
1965 Carrizo 14 3 6 60 59 0.001 0.01854
Carrizo 18 7 10 50 65 0.001 0.018222
1967
Carrizo 15 12 12 70 27 0.001 0.009852
Carrizo 20 10 8 90 145 0.001 0.03987
Carrizo 23 8 6 90 120 0.001 0.035032
1968 Carrizo12 15 29 100 345 0.001 0.149133
Carrizo 13 12 17 100 240 0.001 0.076774
1969
Carrizo 9 10 8 100 520 0.001 0.221846
Carrizo 11 10 12 100 220 0.001 0.169192
Carrizo 17 10 11 100 200 0.001 0.08419
Carrizo 17D 15 33 100 305 0.001 0.128404
1970
Carrizo 1D 10 10 100 328.96 0.001 0.056503
Carrizo 4 10 8 75 125 0.001 0.051206
Carrizo 15 16 21 75 44 0.001 0.017021
Carrizo 16 19 26 75 140 0.001 0.039269
Carrizo 18 14 11 110 280 0.001 0.078575
Tabla 2.4. Reparaciones mayores realizadas en el bloque
Año Pozo Tiempo de intervención
Gasto inicial de Aceite (BPD)
Gasto inicial de Gas(MMPCD)
P R P R P R
1967
Carrizo 2 3 4 50 0 0.001 0.000
Carrizo 2 3 5 50 0 0.001 0.000
Carrizo 4 3 4 50 0 0.001 0.000
Carrizo 4 3 3 50 345 0.001 0.122
Carrizo 6 6 11 50 105 0.001 0.038
Carrizo 8 4 7 50 0 0.001 0.000
Carrizo 9 3 3 50 235 0.001 0.214
Carrizo 9 3 2 50 210 0.001 0.216
Carrizo 14 3 5 50 175 0.001 0.062
Carrizo 14 3 3 50 S/D 0.001 0.000
Carrizo 15 3 54 50 18 0.001 0.007
Carrizo 17D 4 5 50 350 0.001 0.118
Carrizo 19 3 8 50 60 0.001 0.029
Carrizo 22 3 6 50 0 0.001 0.000
Tabla 2.5. Reparaciones menores realizadas en el bloque
Área Carrizo, Campos MadurosRegión Sur
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2.5. Producción histórica
La producción del campo Carrizo se divide en cuatro periodos, diferenciados por la perforación y
ejecución de reparaciones mayores a los pozos. La Figura 2.5.1. muestra la historia de
producción del campo y los pozos.
Periodo uno. De 1962 a 1965, se perforaron 23 pozos, de los cuales se incorporaron a
producción solo 12, para acumular una producción de aceite de 5.17 MMbls. Este periodo
continuó hasta 1969, con una fuerte declinación en la producción de aceite, por un alto
incremento de la producción de agua y el flujo fraccional, que llegó a ser del 45%, en algunos
meses. Este flujo se redujo a medida que se cerraban los pozos. La máxima producción en este
periodo fue de 1,550 bpd de aceite y 0.75 MMpcd de gas.
Periodo dos. Se perforaron siete pozos y se cambió de intervalo para la mayoría. Por esta razón,
a partir de 1971, la curva de aceite comenzó a incrementarse, así como la de los pozos activos.
En este periodo se alcanzó una producción máxima de 2,200 bpd de aceite y 2.75 MMpcd de
gas. La producción de agua y el flujo fraccional se incrementaron de forma normal y alcanzaron
niveles semejantes a los del periodo uno, cerca del 30%. La producción de aceite comenzó una
declinación acelerada a partir de 1973 hasta el final del periodo, mediados de 1976. En este
lapso, la producción bajó de 2,000 bopd a 270 bopd, y el número de pozos activos bajó de 14 a
cuatro.
Periodo tres. Periodo de transición. Las producciones de fluidos presentó una tendencia
errática. La de aceite declinó en forma gradual hasta 1982, momento en que se realizó un
programa acelerado de reactivación de pozos y reparaciones, por lo que se llegó a tener 14
pozos activos. La producción alcanzó un máximo de 940 bpd de aceite y una menor producción
de agua y gas. La producción entre 1988 y 1989 fue fluctuante, ya que se realizaron trabajos en
los pozos.
Periodo cuatro. En este periodo, el promedio de pozos activos fue de 13. En general, se mostró
una tendencia de mantenimiento de producción de aceite y una declinación creciente de la
producción de agua, llegando a niveles de 63% de flujo fraccional. La producción máxima del
periodo fue cercana a los 1,200 bpd de aceite, la cual comenzó a declinar drásticamente a
mediados de 1997 por la entrada de agua, lo que ocasionó que se cerraran la mayoría de pozos.
El campo fue cerrado oficialmente en diciembre del 1999 y por último, durante los años 2000 y
2001 se realizaron pruebas tecnológicas en ocho pozos con el objetivo de reactivar el campo,
por lo que durante poco tiempo en un lapso muy corto, los pozos fueron cerrados por falta de
recursos presupuestales.
Área Carrizo, Campos MadurosRegión Sur
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Figura 2.5.1 Comportamiento histórico de la producción Campo Carrizo
Área Carrizo, Campos MadurosRegión Sur
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2.6. Infraestructura
La infraestructura utilizada para incorporar la producción de aceite y gas proveniente del campo
Carrizo consiste de cuatro cabezales foráneos, 30 líneas de descarga, una red de bombeo
neumático y una batería de separación denominada batería Carrizo. (Figura 2.6.1)
La producción de aceite recolectada en los tanques de almacenamiento era bombeada a un
oleoducto de 8” x 13 km hacia la batería Samaria II y el gas era comprimido a la succión de la
unidad de recuperación de vapores de compresoras Samaria II o bien venteado a 100 m de la
batería (Figuras 2.6.2 y 2.6.3).
Actualmente, las instalaciones están fuera de operación y el campo se encuentra cerrado, por lo
que no se tiene establecido un programa de mantenimiento.
Figura 2.6.1. Manejo de la producción de aceite y gas en batería Carrizo.
Área Carrizo, Campos MadurosRegión Sur
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Figura 2.6.2. Manejo de la producción de aceite
Área Carrizo, Campos MadurosRegión Sur
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Figura 2.6.3 . Muestra del manejo de la producción de gas.
Área Carrizo, Campos MadurosRegión Sur
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A continuación se muestra la capacidad instalada de la infraestructura del área en estudio.
2.7. Mantenimiento de instalaciones
El mantenimiento de los sistemas y equipos del campo Carrizo consistió en la restauración y
sustitución de partes a intervalos predeterminados mediante programas de mantenimiento
predictivo en períodos cíclicos.
Producción de Aceite y Gas Estado de Pozos
Equipo de Separación
No.
12
Tanques Oleoducto (Manejo de Aceite)P. Inicial
No. (Kg/cm2)
1
2 Gasoducto (Manejo de Gas)
P. Inicial(Kg/cm2)
Industria Limpia Anomalías
Equipo de Bombeo
No.
Existen conexiones
No se ha realizado mantenimientos a los ductos e instalaciones del Campo Carrizo, se requiere antes de su reactivación para preservar a los asentamientos humanos existentes como al medio ambiente.
Observaciones:
(bpd) (Kg/cm2) (Hrs/Día)
-
Marca Tipo o Bombeo
No identificadas
Capacidad (HP)Eléctrica Cap. de Presión Tiempo
Desc. de Bomb. Estado ActualComb. Int.
En trámite
5.7 1.0 Compresoras Samaria II
6
Diam. (Pulg)
Long. (Km)
Destino
Prueba 500 Fuera de operación
13 12 Cabezal Interior Batería Samaria II
Almacenamiento
10,000 Fuera de operación
Uso Estado Actual(Bls) 8
CapacidadDiam. (Pulg)
Long. (Km)
Destino
Fuera de Operación Prueba Vertical 72 20 15000 20 5.0 Fuera de Operación
Kg/cm2)Grupo Vertical 72 20 15000 20 7.5
(Pies) (Pulg) (bpd) (mmpcd)Uso Tipo Alto Aceite
30 13
Largo/Diam.
Capacidad Capacidad PresiónGas de Sep. Estado Actual
0 0 0 43
Con Posib. Taponados
857 857 351 25.5 0.547 1.120 1.667 0
B. Neum. BNI BM TotalFormación Inyectado Total FluyenteBruta Neta Agua Agua Producción ( bpd ) % Producción de Gas (mmpcd) Pozos Productores en Operación Pozos Cerrados
Recuperadora de vapores Existen conexiones
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También se realizó mantenimiento correctivo a los equipos y elementos de los sistemas por
fallas eventuales, que consistieron básicamente en el reacondicionamiento o sustitución de
partes.
Del año 2000 a la fecha, los equipos y sistemas se encuentran fuera de operación, por lo que
desde entonces no se ha dado mantenimiento y se han desmantelado los sistemas y partes de
sus equipos.
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3. Potencial del área
3.1. Reservas de hidrocarburos y producción acumulada
El volumen original de aceite del campo Carrizo es de 308 MMb. Las reserva remanente
certificada 3P, al 1 de enero del 2010, es de 49.80 MMb de aceite, y 5.80 MMMpc de gas. La
producción acumulada a esa misma fecha es de 14.86 MMb de aceite y 9.60 MMMpc de gas.
Por las características de las arenas que tienen aceite extra pesado, aún no explotado, y las
reservas remanentes, existe una gran área de oportunidad con potencial de desarrollo
importante (Tabla 3.1).
MMb MMMpc MMb MMMpc MMb MMMpc MMb MMMpc MMb MMMpc
Carrizo Arenas terciario 308.06 64.00 14.86 9.6 0.00 0.00 5.00 3.3 49.80 5.80
Total bloque 308.06 64.00 49.80 5.80
Vol. Orig. Aceite @ cs
Vol. Orig. Gas @ csYacimientoCampo
Acum AReservas
1P 2P 3PAcum G
Tabla 3.1. Reservas de hidrocarburos Bloque III, campo Carrizo.